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1
de, Allan Fonseca Liliane. "Otimização para simulação estocástica de reservatórios de petróleo." Universidade Federal de Pernambuco, 2010. https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/5340.
Full textAbstract:
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Previous issue date: 2010<br>Universidade Federal de Pernambuco<br>A engenharia de reservatórios de hidrocarbonetos oferece muitas oportunidades de
aplicação de modernas técnicas de planejamento sob incertezas, tanto para o geren-
ciamento quanto para o desenvolvimento de reservatórios. Recentemente, a indústria
de óleo e gás tem desprendido esforços signi…cantes para desenvolver tecnologias e…-
cientes de gerenciamento para a otimização da produção, principalmente as relativas
a campos inteligentes. De outro lado, grandes esforços têm sido empreendidos no de-
senvolvimento de metodologias para a determinação da quantidade e posicionamento
ótimo dos poços; encontrar o número, a locação e o conjunto ótimo de controles, sob
condições de incerteza, é um grande desa…o.
Os problemas acima envolvem o controle e a otimização de funções objetivas não-
lineares, como a produção acumulada de óleo (NP) e a esperança do valor presente
líquido (EVPL), conjuntamente com a satisfação de restrições lineares e não lineares
implícitas, físicas e econômicas. Do ponto de vista de otimização, são necessários
algoritmos de otimização que sejam capazes de tratar variáveis contínuas e discretas,
de resolverem milhares de variáveis de controle e de não …carem presos nos ótimos
locais decorrentes de ruídos estocásticos e numéricos. Idealmente, os algoritmos não
devem necessitar de derivadas, para que se possa usar os mais adequados simuladores
de reservatórios disponíveis.
Um dos obstáculos iniciais para o uso de diversas técnicas de planejamento sob
incertezas é que os reservatórios são caracterizados geoestatisticamente. Em princípio,
isso quer dizer que um número signi…cativo de realizações de propriedades do reser-
vatório, tais como as petrográ…cas, devem ser simuladas.
Esta dissertação estuda o comportamento de um algoritmo, e cria algumas vari-
antes, pertencente a uma classe de algoritmos que faz aproximações estocásticas de
gradientes por meio de diferenças randômicas simultâneas. Este estudo mostra apli-
cações do SPSA na otimização de controles de vazões e de locação de poços com controle
simultâneo de vazões, com e sem incertezas geológicas. Os resultados são expressivos,
permitindo a solução de problemas de otimização com milhares de variáveis, e proble-
mas de otimização inteiro-mista
2
Rios, Ana Carolina Loyola Caetano. "Análise numérica do fluxo em reservatórios de petróleo." reponame:Repositório Institucional da UnB, 2018. http://repositorio.unb.br/handle/10482/32701.
Full textAbstract:
Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Departamento de Engenharia Civil e Ambiental, 2018.<br>Submitted by Fabiana Santos (fabianacamargo@bce.unb.br) on 2018-09-19T21:01:16Z
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2018_AnaCarolinaLoyolaCaetanoRios.pdf: 2923062 bytes, checksum: ebcffecc8676ebe8998b4ec1f3b7416f (MD5)<br>Approved for entry into archive by Fabiana Santos (fabianacamargo@bce.unb.br) on 2018-09-25T19:38:33Z (GMT) No. of bitstreams: 1
2018_AnaCarolinaLoyolaCaetanoRios.pdf: 2923062 bytes, checksum: ebcffecc8676ebe8998b4ec1f3b7416f (MD5)<br>Made available in DSpace on 2018-09-25T19:38:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2018-09-19<br>Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico (CNPQ).<br>A simulação de reservatórios é uma atividade estratégica da produção de petróleo, feita com o intuito de se estimar a produção, fazer designs e reavaliação de projetos de recuperação, e prever de efeitos mecânicos. A utilidade dos simuladores gera pesquisas em torno da modelagem numérica de reservatórios, de modo a torná-los mais representativos da realidade e mais computacionalmente eficientes. Este trabalho se propõe a revisar os principais métodos e técnicas matemáticas aplicadas na simulação do fluxo multifásico do modelo black oil, alguns dos quais foram implementados em um código para resolução de problemas de fluxo. O fluxo bifásico foi resolvido com a combinação do método dos elementos finitos e do método com volumes de controle centrados no vértice, em um esquema do tipo IMPES. O fluxo não saturado e o modelo black oil foram simulados com o método dos elementos finitos convencional de forma totalmente implícita, sendo que foi proposta a avaliação dos erros utilizando volumes de controle. A estabilidade do método proposto para o tratamento de resíduos na conservação foi analisada. Também foram verificados o efeito do upwind na mobilidade na representação de frentes de saturação e o uso da técnica do tipo pseudogas na descrição do aparecimento de gás pelo modelo black oil. O código implementado foi, então, utilizado na avaliação do comportamento de produção de um reservatório subsaturado, em que foram verificados os efeitos da compressibilidade da rocha e da injeção de água.<br>Reservoir simulation is strategical in the context of petroleum exploitation, since it provides data for production estimation, design of recuperation projects and prediction of mechanical behavior. For that reason, current researches in the area work on making simulators more computationally efficient and accurate in representing reality. The most popular methods and numerical techniques used in simulation of multiphase and multicomponent flow are reviewed in the present work. A code was developed to simulate unsaturated and two-phase flow and the black oil model. Two-phase flow was solved using the IMPES technique and combined the conventional finite element method with the control volume finite element method. Unsaturated flow and the black oil model were simulated with a fully implicit formulation of the conventional finite element method. The evaluation of errors in mass conservation with the use of control volumes was proposed and the stability of the method of correction of these errors was evaluated. Also, the effects of the upwind in the permeability were observed for the representation of saturation fronts. The efficiency of a technique called pseudogas was evaluated in the representation of gas appearance in the black oil model. Finally, the code was implemented in the analysis of the production behavior of an unsaturated reservoir.
3
Castro, Guilherme Nogueira de. "Opções reais: estudo de caso aplicado a reservatórios de petróleo." reponame:Repositório Institucional do FGV, 1998. http://hdl.handle.net/10438/4837.
Full textAbstract:
Made available in DSpace on 2010-04-20T20:14:57Z (GMT). No. of bitstreams: 0
Previous issue date: 1998-11-30T00:00:00Z<br>Trata da teoria de Opções Reais, enfatizando o setor de petróleo, devido às grandes possibilidades operacionais existentes neste. O objetivo principal do trabalho é mostrar que este tipo de metodologia é mais adequada do que o método tradicional de orçamento de capital (VPL) pois avalia o valor da flexibilidade existente na gestão das empresas.
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Paiva, Hernani Petroni. "Simulação da recuperação de petróleo em reservatórios naturalmente fraturados." [s.n.], 2012. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263726.
Full textAbstract:
Orientador: Denis José Schiozer<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica<br>Made available in DSpace on 2018-08-20T08:15:37Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2012<br>Resumo: A recuperação de petróleo em reservatórios naturalmente fraturados apresenta-se como um risco de projeto, sobretudo em sistemas molháveis ao óleo ou com molhabilidade intermediária, já que a simulação utilizando deslocamento por injeção de água indica significativa redução da recuperação. As fraturas representam descontinuidades do meio poroso e possuem efeito capilar e condutividade hidráulica distintos, o que altera sensivelmente o comportamento do escoamento no reservatório, e também os mecanismos físicos envolvidos no processo de recuperação. A simulação de reservatórios fraturados é geralmente realizada com o modelo de dupla porosidade, que está implementado nos principais simuladores comerciais. Neste modelo os processos físicos envolvidos na recuperação são representados pela função de transferência entre matriz e fratura. No entanto, os simuladores comerciais utilizam diferentes funções de transferências com diferentes modelos para representar o processo de recuperação. Neste trabalho, foi construído um simulador de dupla porosidade no qual foram implementadas as funções de transferência de Kazemi et al. (1976), Sabathier et al. (1998) e Lu et al. (2008) para comparação dos resultados de recuperação utilizando deslocamento por injeção de água em sistemas molháveis ao óleo ou com molhabilidade intermediária. A comparação entre as funções de transferência foi realizada para diferentes combinações de processos físicos, mostrando que há significativo aumento de recuperação em sistemas molháveis ao óleo ou com molhabilidade intermediária, especialmente em reservatórios totalmente descontínuos quando o deslocamento ocorre por embebição concorrente, coerentemente com o resultado experimental de Firoozabadi (2000). As funções de transferência implementadas, associadas ao modelo de dupla porosidade, foram também comparadas a simuladores comerciais e a um modelo de fraturas discretas refinado, obtendo-se, entretanto, resultados distintos, mostrando que os diferentes modelos de função de transferência fornecem diferentes resultados. A injeção de água mostrou-se um método de recuperação efetivo mesmo em reservatórios totalmente descontínuos em sistemas molháveis ao óleo ou com molhabilidade intermediária quando há deslocamento por embebição concorrente com gradientes de pressão nos blocos de matriz suficientemente elevados. Os resultados são sensíveis aos parâmetros de caracterização e variam de acordo com o processo físico utilizado. Portanto, a caracterização de reservatórios naturalmente fraturados deve ser realizada levando-se em consideração os fenômenos físicos e os modelos utilizados para representá-los<br>Abstract: The naturally fractured reservoir recovery is a project risk specially in oil-wet or intermediate-wet systems because of the simulations results under waterflood displacement. Fractures are porous medium discontinuities with distinct capillarity and hydraulic conductivity properties that change the reservoir flow behaviour as well the physical mechanisms acting in petroleum recovery. Double-porosity models are generally used in fractured reservoir simulation and have been implemented in the major commercial reservoir simulators. The physical processes acting in petroleum recovery are represented in double-porosity models by matrix-fracture transfer functions. Commercial simulators have their own transfer function implementations, and as a result different kinetics and final recoveries are attained. In this work, a double porosity simulator was built with Kazemi et al. (1976), Sabathier et al. (1998) and Lu et al. (2008) transfer function implementations and their recovery results compared using waterflood displacement in oil-wet or intermediate-wet systems. The results of transfer function comparisons show recovery improvements in oil-wet or intermediate-wet systems under different physical processes combination, particularly in fully discontinuous porous medium when concurrent imbibition takes place, coherent with Firoozabadi (2000) experimental results. Furthermore, the implemented transfer functions, related to a double-porosity model, were compared to double-porosity commercial simulators models, as well a discrete fracture model with refined grid, showing differences between them. Waterflood can be an effective recovery method even in fully discontinuous media for oil-wet or intermediate-wet systems where concurrent imbibition takes place with high enough pressure gradients across the matrix blocks. These results are sensitive to reservoir characterization parameters whose sensitiveness depends on the physical process employed. Naturally fractured reservoir characterization must consider the physical phenomena occurring during recovery and the models used to represent them<br>Mestrado<br>Reservatórios e Gestão<br>Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo
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Dantas, Vinicius. "Otimização da injeção de polímeros em reservatórios de petróleo." Universidade Federal de Pernambuco, 2008. https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/5187.
Full textAbstract:
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Previous issue date: 2008<br>Conselho Nacional de Desenvolvimento Científico e Tecnológico<br>A presente dissertação trata-se da aplicação de um programa de otimização
para a injeção de polímeros em reservatórios de petróleo. Este otimizador tem como
variáveis o tempo inicial de injeção de polímero e a duração dessa injeção, visando
a função objetivo (lucro).
O algoritimo foi programado em ambiente MATLAB e elaborou-se uma
interface de comunicação entre esse programa e o programa de simulação de
reservatórios (IMEX). Foram realizadas várias análises do comportamento do banco
de polímero, onde esta injeção de massa de polímero é função de parâmetros
econômicos (o preço do barril de petróleo varia entre US$ 20,00 e US$ 100,00). Foi
feita também uma análise do mesmo reservatório, sendo agora ele mais
heterogêneo, onde avalia-se os impactos nas produções de óleo e água, fazendo
um comparativo com o caso menos heterogêneo.
Os resultados indicam que a otimização está maximizando a função objetivo
(lucro), já que quando se aumenta o valor do preço do barril de petróleo o otimizador
tendera injetar mais polímeros, viabilizando o método e, consequentemente,
aumentando a produção de óleo, sendo portanto bastante relevante a ajuda do
otimizador para a análise da injeção de polímeros em reservatórios de petróleo
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REZENDE, Cláudia Sampaio. "Otimização da conversão de poços em reservatórios de petróleo." Universidade Federal de Pernambuco, 2016. https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/22404.
Full textAbstract:
Submitted by Fabio Sobreira Campos da Costa (fabio.sobreira@ufpe.br) on 2017-11-28T13:48:21Z
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OTIMIZAÇÃO DA CONVERSÃO DE POÇOS EM RESERVATÓRIOS DE PETRÓLEO - CLAUDIA S REZENDE.pdf: 2770891 bytes, checksum: d8c795b254cbb51f092df4a118b05d47 (MD5)<br>Made available in DSpace on 2017-11-28T13:48:21Z (GMT). No. of bitstreams: 2
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Previous issue date: 2016-11-25<br>CAPES<br>A Engenharia de Reservatórios cotidianamente apresenta atividades envolvidas
com problemas de otimização em diversos contextos. Na grande maioria desses
problemas se busca a melhor solução para o gerenciamento da produção de óleo. Uma
ferramenta valiosa que fornece um suporte para as decisões de projetos de
desenvolvimento da produção de petróleo é a simulação computacional de reservatórios,
que aqui será conduzida em conjunto com procedimentos de otimização tornando o
processo da obtenção do projeto ótimo o mais automático possível.
Neste trabalho é abordado o processo do gerenciamento da injeção de água,
visando o reaproveitamento de poços produtores quando estes são diagnosticados como
fechados, durante o processo de otimização da produção do reservatório. As variáveis
de projeto são as vazões atribuídas a cada poço produtor e injetor, sob diferentes
condições operacionais. O valor presente líquido (VPL) é a função objetivo utilizada.
Por tal processo de reaproveitamento necessitar de repetidas simulações
numéricas nas otimizações envolvidas, isso se torna computacionalmente um processo
oneroso. Portanto, para este caso modelos substitutos podem ser utilizados. O presente
trabalho utiliza a estratégia de Otimização Sequencial Aproximada (Sequential
Aproximation Optimization (SAO)), baseada em modelos substitutos.
Para construir os modelos substitutos, utiliza-se uma técnica de ajuste de dados,
baseada nas Funções de Base Radial (Radial Basis Function (RBF)). O procedimento
do hipercubo latino (Latin Hypercube Sampling (LHS)) é o considerado para a geração
da amostra.
O ambiente computacional utilizado para o desenvolvimento da ferramenta
proposta é o MATLAB. As simulações do reservatório são feitas com um simulador
comercial black-oil, o IMEX.
O processo de reaproveitamento de poços é aqui estudado em dois reservatórios
distintos, o Brush Canyon Outcrop e o UNISIM-I-Mod.
O presente trabalho compara soluções obtidas por processos de otimização sem
reaproveitar poços produtores fechados e com reaproveitamento dos devidos poços em
diferentes estratégias de produção.
Na maioria dos casos estudados, com a conversão dos poços produtores em
poços injetores, foi possível obter um ganho significativo no VPL (Valor Presente
Líquido).<br>The Reservoir Engineering presents daily activities involved with optimization
problems in different contexts. The great majority of these problems looks for the best
solution for oil production management. A valuable tool that provides a support to the
decisions of oil production projects is a computational reservoir simulator. Here, this
will be conducted together with optimization procedures making the process of
obtaining the optimal design as automatic as possible.
This work will address the process of water injection management, with the aim
to reuse producers when they are diagnosed to be closed during the reservoir production
optimization process. The design variables are the flow rates assigned to each
production and injector well in different operating conditions. The net present value
(NPV) is the objective function.
The reuse process requires repeated numerical simulations in the optimizations
involved, as a consequence, it becomes a computationally costly process. Therefore, in
this case surrogate models can be used. This work uses a strategy of Sequential
Approximate Optimization (SAO), based on surrogate models.
To construct the substitute models, a datafitting scheme based on Radial Basis
Function (RBF) is employed. The procedure of Latin Hypercube Sampling (LHS) is
considered to generate the sample.
The computing environment used to develop the proposed tool is MATLAB.
The reservoir simulation is done by a commercial black-oil simulator, IMEX.
The reuse wells process is applied here for two different reservoirs, the Brush
Canyon Outcrop and UNISIM-I-Mod.
This work compares the solutions obtained by optimization processes without
and with reuse of production wells in different production strategies. In most of cases,
the conversion of producing wells to injection wells, was obtained with a significant
gain in the NPV (Net Present Value).
KEYWORDS: Reservoir Simulation, Sequential Approximate Optimization,
Surrogate Models, Reuse of Producer Wells.
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Lopes, Tuane Vanessa. "Simulação numérica tridimensional para escoamentos em reservatórios de petróleo heterogêneos." Laboratório Nacional de Computação Científica, 2012. http://www.lncc.br/tdmc/tde_busca/arquivo.php?codArquivo=243.
Full textAbstract:
Escoamentos multifásicos em meios porosos são modelados por um sistema de equações diferenciais parciais e o estudo da aproximação das soluções dessas equações desempenha papel crucial na simulação e previsão de problemas de grande interesse prático e impacto econômico e social, tais como a recuperação secundária de petróleo, o armazenamento geológico de CO2 e o transporte de poluentes em aquíferos.
O presente trabalho tem como objetivo o desenvolvimento de um simulador numérico tridimensional para avaliar com precisão o transporte de dois fluidos imiscíveis em um meio poroso heterogêneo e que utiliza computação paralela multithread para computadores multiprocessados de memória compartilhada.
O sistema de equações diferenciais parciais é decomposto em um subsistema elíptico para a determinação do campo de velocidades dos fluidos e uma equação hiperbólica não-linear para o transporte das fases fluidas. Para esta última, foi utilizado um método numérico de volumes finitos, não-oscilatório de alta ordem baseado em esquemas centrais e que admite uma formulação semi-discreta com coeficientes
variáveis no espaço.
Experimentos numéricos em modelos tridimensionais foram realizados considerando problemas de escoamentos lineares e não lineares postos em configurações típicas de simulação de reservatórios de petróleo. Os resultados mostraram-se satisfatórios por apresentarem conservação da massa, boa captura das ondas de choque e pequena difusão numérica,
independente do passo de tempo.<br>Multiphase flows in porous media are modeled by a system of partial differential equations and the study of the numerical approximation to the solutions of these plays a crucial role in the simulation and prediction of problems that are of great practical interest and of economic and social impact, such as secondary oil recovery, geological storage of CO2 and transport of pollutants in aquifers.
The goal of this work is the development of a three-dimensional numerical simulator that precisely evaluates the transport of two immiscible fluids in a heterogeneous porous media using multithread parallel programming to shared memory multiprocessors computers.
The system of partial differential equations is decomposed into a elliptic subsystem used to determine the velocity field and into a hyperbolic equation (nonlinear) to determine the transport of the fluid phases. The approximation to the solution of the latter one is calculated using a high order non-oscillatory finite-differences numerical method based on central schemes that allows a semi-discrete formulation which an extension that enables to work with variable space coefficients.
Numerical experiments on three-dimensional models were performed considering linear and nonlinear flow problems in typical settings of oil reservoirs simulations. The results were satisfactory since they presented mass conservation, precise capture of shock waves and small numeric diffusion, regardless of the time step.
8
LIRA, JÚNIOR José Dásio de. "Otimização com modelos substitutos considerando incertezas em reservatórios de petróleo." Universidade Federal de Pernambuco, 2012. https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/5441.
Full textAbstract:
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Previous issue date: 2012<br>A busca por condições ótimas para a produção de óleo e gás é um dos maiores
desafios no campo da engenharia de petróleo. A necessidade de tomar decisões em intervalos
de tempo cada vez menor, associada a uma série de limitações, tais como simulações
de alto custo computacional, exigem elevados investimentos no desenvolvimento
de novas ferramentas computacionais.
Este trabalho apresenta ferramentas computacionais para alocação dinâmica das
vazões nos poços de produção e injeção, e ajuste de histórico. As incertezas relacionadas
às propriedades petrofísicas, como o campo de permeabilidades serão consideradas
no problema de alocação de vazões.
O modelo black oil é utilizado neste trabalho, e as simulações são feitas com
um simulador comercial. O campo de permeabilidades é considerado como um campo
estocástico, caracterizando a incerteza como uma variável na entrada do modelo. Os
campos estocásticos de entrada são descritos com a expansão de Karhunen-Loeve, e as
respostas estocásticas de interesse são expressas com expansão em caos polinomial e
também com a colocação estocástica. A utilização da expansão de Karhunen-Loeve
diretamente requer um alto custo computacional, para minimizar este problema é utilizada
a técnica de análise dos componentes principais utilizando a matriz núcleo
(KPCA). Esta metodologia quando aplicada na forma linear somente preserva os momentos
de primeira e segunda ordem do campo estocástico, sendo necessária a utilização
da metodologia KPCA não linear para representar os momentos de ordem maior
que dois.
Neste trabalho são utilizados modelos substitutos, que uma vez construídos
possibilitam uma redução no custo computacional. Outra vantagem na utilização de
modelos substitutos é que os mesmos permitem desenvolver estudos de otimização
quando não se tem informações sobre as derivadas das equações do problema a ser simulado.
Serão apresentadas diferentes metodologias para a geração de modelos substitutos,
tais como, Krigagem, MARS e Processo Gaussiano. Para gerar os modelos, diferentes
técnicas de amostragem são estudadas, tais como, Quase-Monte Carlo (QMC),
Hipercubo latino (LHS) e Tesselação de Voronoi (CVT)
9
Lira, Junior José Dásio de. "Otimização Com Modelos Substitutos Considerando Incertezas Em Reservatórios de Petróleo." Universidade Federal de Pernambuco, 2012. https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/10616.
Full textAbstract:
Submitted by Eduarda Figueiredo (eduarda.ffigueiredo@ufpe.br) on 2015-03-05T12:59:02Z
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Previous issue date: 2012-01-20<br>ANP<br>A busca por condições ótimas para a produção de óleo e gás é um dos maiores
desafios no campo da engenharia de petróleo. A necessidade de tomar decisões em intervalos
de tempo cada vez menor, associada a uma série de limitações, tais como simulações
de alto custo computacional, exigem elevados investimentos no desenvolvimento
de novas ferramentas computacionais.
Este trabalho apresenta ferramentas computacionais para alocação dinâmica das
vazões nos poços de produção e injeção, e ajuste de histórico. As incertezas relacionadas
às propriedades petrofísicas, como o campo de permeabilidades serão consideradas
no problema de alocação de vazões.
O modelo “black –oil” é utilizado neste trabalho, e as simulações são feitas com
um simulador comercial. O campo de permeabilidades é considerado como um campo
estocástico, caracterizando a incerteza como uma variável na entrada do modelo. Os
campos estocásticos de entrada são descritos com a expansão de Karhunen-Loeve, e as
respostas estocásticas de interesse são expressas com expansão em caos polinomial e
também com a colocação estocástica. A utilização da expansão de Karhunen-Loeve
diretamente requer um alto custo computacional, para minimizar este problema é utilizada
a técnica de análise dos componentes principais utilizando a matriz núcleo
(KPCA). Esta metodologia quando aplicada na forma linear somente preserva os momentos
de primeira e segunda ordem do campo estocástico, sendo necessária a utilização
da metodologia KPCA não linear para representar os momentos de ordem maior
que dois.
Neste trabalho são utilizados modelos substitutos, que uma vez construídos
possibilitam uma redução no custo computacional. Outra vantagem na utilização de
modelos substitutos é que os mesmos permitem desenvolver estudos de otimização
quando não se tem informações sobre as derivadas das equações do problema a ser simulado.
Serão apresentadas diferentes metodologias para a geração de modelos substitutos,
tais como, Krigagem, MARS e Processo Gaussiano. Para gerar os modelos, diferentes
técnicas de amostragem são estudadas, tais como, Quase-Monte Carlo (QMC),
Hipercubo latino (LHS) e Tesselação de Voronoi (CVT).
iv
Os modelos substitutos são utilizados juntamente com a estratégia de otimização
por aproximação seqüencial (SAO). Esta metodologia decompõe o processo de otimização
em subproblemas, onde cada subproblema é restrito a uma região do espaço de projeto
(região de confiança). No caso de otimização considerando incertezas é utilizada a
metodologia de camadas e aninhamento.
Estudos de caso em reservatório sob injeção de água ou gás são desenvolvidos.
Os resultados mostram que as metodologias de modelos substitutos são uma alternativa
viável quando não se têm acesso as derivadas do problema. Os casos de otimização das
alocações dinâmicas das vazões de produção mostram que as metodologias apresentadas
alcançam um considerável acréscimo no valor presente líquido. No caso do ajuste de
histórico, as metodologias utilizadas mostram uma boa capacidade preditiva.
10
Silva, Nayra Vicente Sousa da. "Modelagem da Compactação Capilar e Química Em Reservatórios de Petróleo." Universidade Federal de Pernambuco, 2012. https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/10698.
Full textAbstract:
Submitted by Eduarda Figueiredo (eduarda.ffigueiredo@ufpe.br) on 2015-03-05T14:15:06Z
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Previous issue date: 2012-04-30<br>PRH-26, Agência Nacional de Petróleo, Petrobrás S/A<br>Compactação é um mecanismo relevante em muitos problemas da engenharia geotécnica e de reservatórios, no qual as deformações do meio poroso e o deslocamento dos fluidos no seu interior estão diretamente relacionados. Na indústria de petróleo este mecanismo tem sido abordado devido aos eventos ocorridos no passado que trouxeram grandes consequências econômicas (ex. Mar do Norte - Ekofisk). A compactação, em alguns trabalhos, é apontada como um fenômeno geomecânico resultante de processos físico-químicos na interação rocha mineral-fluido. Neste caso, o fluido é um agente de degradação que enfraquece rocha/solo e compromete seu comportamento mecânico segundo a resistência e rigidez, como caracterizado no efeito water-weakening. Apesar de ser um assunto ainda em discussão, alguns estudos apontam a pressão capilar (sucção) como um parâmetro chave da interação rocha-fluido para este “enfraquecimento”. Além da ação capilar outros mecanismos têm sido utilizados para explicar o fenômeno water-weakening na circunstância da compactação e subsidência, como o intemperismo químico. No entanto, para o entendimento de problemas que envolvem múltiplas físicas é necessário modelos matemáticos capazes de representar os processos simultâneos que ocorrem neste problema. Neste contexto, estudam-se aqui problemas acoplados hidro-mecânico e hidro-mecânico-químico envolvendo o mecanismo de compactação capilar e química pelo efeito do enfraquecimento do solo/rocha devido às interações rocha fluido, abrangendo o fenômeno water-weakening. Para modelar numericamente este enfraquecimento, variáveis associadas à capilaridade e ao processo químico serão consideradas na relação tensão-deformação do modelo constitutivo mecânico. A ferramenta numérica utilizada para as simulações foi o código em elementos finitos CODE-BRIGHT (COupled DEformation BRIne Gas and Heat Transport), formulado para problemas acoplados THMC (termo-hidro-mecanico-quimico). Como modelo constitutivo adotou-se o BBM (Modelo Básico de Barcelona), que é um modelo elasto-plástico que considera o efeito da sucção, introduzindo uma modificação para descrever as deformações plásticas decorrentes do efeito químico, representando a degradação química. Esta proposta foi baseada no modelo químico-elastoplástico de Castellanza e Nova (2004), aplicados a rochas e solos cimentados. Para validação do modelo proposto foram simulados ensaios divulgados na literatura. O modelo foi utilizado também para analisar um exemplo de compactação em reservatório de petróleo e aquífero, no qual foi possível observar que as deformações irreversíveis podem ocorrer tanto devido ao efeito da pressão (pressão capilar/sucção) e estado de tensão bem como, pelo ataque químico aos minerais.
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Gonçalves, Neusa Patrícia Foios. "Solubilidade de CO2 em aquíferos salinos de reservatórios de petróleo." Master's thesis, Universidade de Aveiro, 2014. http://hdl.handle.net/10773/12579.
Full textAbstract:
Mestrado em Engenharia Química<br>O estudo dos equilíbrios de fases dos sistemas aquosos representativos dos reservatórios de petróleo ou aquíferos salinos são de grande interesse para as indústrias químicas e petroquímicas. Apesar do interesse inerente a estes sistemas, os dados de equilíbrio são escassos e a sua determinação é extremamente importante para o desenvolvimento de correlações preditivas com vista ao projeto de processos de armazenamento de CO2. Os dados medidos experimentalmente e os dados disponíveis na literatura, permitiram desenvolver uma correlação preditiva capaz de descrever o sistema binário CO2+Água, bem como o sistema ternário CO2+Água+sal. A solubilidade do CO2 nos diferentes sistemas foi medida utilizando uma célula de alta pressão operando com base no método sintético. Neste trabalho, a solubilidade do CO2 em água pura e no sistema de água+NaCl foi estudada em função da temperatura, pressão e molalidades de NaCl. A solubilidade do CO2 em água pura foi estudada na gama de temperaturas 283-363 K, pressão até 12 MPa e para fração molar de CO2 até 0,02. A solubilidade do CO2 em água+NaCl foi medida numa gama de temperaturas 293-353 K, para pressões até 29 MPa e molalidade de NaCl de 0,25-2 mol.kg-1. Desenvolveu-se uma correlação baseada na lei de Henry aumentada para o sistema CO2+Água. Esta correlação foi ainda estendida para descrever os sistemas salinos investigados. A correlação desenvolvida mostrou ser capaz de descrever os sistemas estudados para frações molares de CO2 até 0,02 e molalidades de sal até 6 mol.kg-1.<br>The studies of aqueous systems representative of oil reservoirs or saline aquifers are of great interest for chemical and petrochemical industries. However, in spite of the inherent interest in such systems, the phase equilibrium data are scarce and the determination extremely important to the development of predictive correlations for the design of CO2 storage processes. The data collected in this work, along with those available in the literature, allowed us to develop a predictive correlation able to describe the CO2+water binary system, as well as CO2+water+salt ternary system. In this study, the solubility of CO2 in pure water and in water + NaCl system was studied as a function of temperature, pressure and molalities of NaCl. The solubility of CO2 in the various systems was measured using a high pressure synthetic method. The solubility of CO2 in pure water was studied in the temperature range 283 to 363 K, for compositions of CO2 mole fraction of 0.02 and pressures up to 12 MPa. The solubility of CO2 in water+NaCl system was measured in a temperature range 293 to 353 K, pressures up to 29 MPa and 0.25-2 mol.kg-1 in NaCl. A correlation based on the extended Henry's law was developed to describe the system CO2+water and later extended for the CO2+water+NaCl systems evaluated. The correlation was shown to give good predictions for all the systems studied for molar fractions of CO2 up to 0.02 and salt molalities of 6 mol.kg-1.
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Reis, Leandro Costa. "Estudo da embebição espontanea usando o conceito de difusão capilar com auxilio de tomografia computadorizada." [s.n.], 1992. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/287391.
Full textAbstract:
Orientadores : Antonio Claudio de França Correa, Antonio Celso de Fonseca Arruda, Osvair Vidal Trevisan<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias<br>Made available in DSpace on 2018-07-17T11:12:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 1992<br>Resumo: Em alguns tipos de reservatórios heterogêneos uma parcela significativa do petróleo é recuperado envolvendo um processo de embebição espontânea da água injetada ou da água proveniente de aquífero natural. Este processo pode ser estuda.do usando o modelo de difusão capilar e, em geral. admite-se que o fenômeno é regido por um coeficiente constante. Este trabalho teve como objetivo estudar o processo de difusão capilar, considerando o coeficiente dependente da saturação de água. Foram analisadas as influências dos efeitos gravitacionais e da forma da função que relaciona o coeficiente com a saturação, entre outros parâmetros, usando modelos numéricos, analiticos e experimentais. Especial atenção foi dada aos métodos de obtenção do coeficiente de difusão capilar, tanto nos seus aspectos teóricos como experimentais. Foi verificada a validade de um modelo aproximado para escoamento vertical. Os resultados sugerem que ele pode ser aplicado na área de análises petrofísicas e abrem caminho para novas abordagens que permitirão um maior entendimento dos processos difusivos e do escoamento em meios porosos em geral. Para a obtenção experimental do coeficiente de difusão capilar é necessário medir a distribuição das fases na amostra de rocha durante o processo de embebição. A tomografia computadorizada se mostrou uma ferramenta adequada para a medição dos perfis de saturação. Para a interpretação dos resultados foi desenvolvido um procedimento de aquisição e processamento de imagens onde foi utilizado o programa KHOROS<br>Abstract: In some kinds of reservoirs a great amount of oil is recovered from a spontaneous imbibition process of the injected or natural aquifer water. This process may be stlldied with the ca.ppiIary diffusion model, and it is usual to assume a constant diffusion coeficient. The purpose of this work was to study the imbibition process with the cappiIary model, but assuming that the diffusion coeficient depends on the water saturation. The influence of gravitational effects and of the form of the function that relates the coefficient to the saturation was verified using numerical and analytical solutions. Two methods of evaluating the diffusion coefficient were discussed iD their the oretical and experimental aspects. A Dew concept of "gravitational diffusion" is taken from soiJ physics. The application of this concept in the numerical analysis of diffusion processes suggests that it could be applied to petrophysical analysis. This approach opens up new ways of studying porous media flow. X-ray computer tomography (CT) was used in order to obtain experimentally the phases saturation distributions in air-water imbibition experiments. These distributions are processed to compute the cappilary díffusion coefficient. The principIes of tomography are presented and some practical aspects related to experimental procedures of cappilary diffusion are discussed.<br>Mestrado<br>Geologia de Petroleo<br>Mestre em Geoengenharia de Reservatorios
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Oliveira, Marcelo Lopes de. "Analise das incertezas envolvidas na modelagem de reservatorios no contexto geoestatistico." [s.n.], 1997. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/287455.
Full textAbstract:
Orientador: Armando Zaupa Remacre<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias<br>Made available in DSpace on 2018-07-23T04:58:58Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 1997<br>Resumo: A análise dos diversos algoritmos de krigagem e simulação estocástica possibilitou o entendimento do potencial e das limitações das ferramentas geoestatísticas na modelagem de reservatórios. Esses algoritmos diferem em suas hipóteses básicas, faixa de aplicação, complexidade e eficiência computacional. Portanto, cada técnica tem seu uso a depender da fase de desenvolvimento do reservatório, dos objetivos do estudo, dos atributos que estão sendo modelados e, conseqüentemente, da quantidade e da qualidade dos dados disponíveis sobre o reservatório: dados sísmicos, geológicos e de produção. Assim, diante da diversidade de situações encontradas na modelagem estocástica de reservatórios, é imprescindível o entendimento das características das diferentes alternativas de simulação estocástica disponíveis, para que se possa escolher a metodologia mais adequada ao contexto que está sendo analisado. Nesta dissertação foram analisados os principais algoritmos de simulação estocástica e krigagem com o objetivo de facilitar a análise do tema incerteza. É importante ressaltar que as estimativas, simulações estocásticas e as conseqüentes avaliações de incerteza são dependentes do modelo adotado e de seus parâmetros. Em relação às krigagens, foram construídos intervalos de incerteza a partir de krigagens paramétricas, enfatizando as hipóteses adotadas. Verificou-se também a influência do aumento do número de dados condicionantes e da representatividade dos mesmos na melhor definição dos semivariogramas e na obtenção de estimativas mais representativas. Quanto a simulação estocástica, foram obtidas representações de incerteza como mapas de quantis, de probabilidade, de dispersão, etc. Foi implementado o algoritmo de simulação campo de probabilidade, sendo proposta uma alternativa específica para distribuição multivariada gaussiana. Enfim, a análise crítica de tópicos e problemas específicos sobre avaliação de incertezas evidenciam que muitos conceitos devem ser melhor entendidos, para possibilitar melhor utilização das ferramentas geoestatísticas e, conseqüentemente, melhor conhecimento de suas limitações. Dentre os diversos tópicos abordados, destacam-se: eqüiprobabilidade das realizações, flutuações ergódicas, número de realizações necessárias para cobrir adequadamente o espaço de incertezas, etc. Para alguns destes problemas, a geoestatística não tem uma solução específica<br>Abstract: The analysis of several algorithms of kriging and stochastic simulation allowed the understanding of potential and shortcomings of geostatistics tools for reservoir modeling. Those algorithms differ in range of application, underlying assumptions, complexity of usage and computer efficiency. However, each technique has its application, depending on the reservoir development levei, the purpose of the study, the modeled parameter, and consequently on the reservoir quality data: seismic, geologic and production data. Thus, depending on the diversity of the problems faced stochastic reservoir modeling, it is of utmost importance the understanding of the characteristics related to the different algorithms of stochastic simulation available, and the choosing of methodology better applied to the studied case. In this dissertation, the most used algorithms of stochastic simulation and kriging were analyzed within purpose of facilitating the analysis related to uncertainty. It is important to be aware that the estimations, stochastic simulations and uncertainty evaluations are dependents on the adopted model and its parameters. Concerning the kriging, confidence intervals ftom parametric kriging were built with emphasis on the adopted hypotheses. The influence of the increasing of number of the conditioning data and its representativity were also verified to achieve an adequate semivariogram and consistent estimation. Uncertainty representations such as maps of spread, quantile maps, probability maps were obtained. The algorithm of simulation p-field was implemented and a specific altemative for multigaussian distributions was proposed. At last, a critical analysis of specifics topics and problems related to uncertainty evaluation show that many concepts need to be better understood to enable better application of the geostatistics tools and, consequently, better knowledge of their shortcomings, such as realizations equiprobability , ergodic fluctuations, number of realizations necessary for to adequately cover the uncertainty space. For some problems, geostatistics does not have a specific solution<br>Mestrado<br>Geoengenharia de Reservatorios<br>Mestre em Geociências
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Magri, Victor Antonio Paludetto. "Pré-condicionador multiescala algébrico aplicado à simulação de reservatórios de petróleo." reponame:Repositório Institucional da UFSC, 2015. https://repositorio.ufsc.br/xmlui/handle/123456789/169382.
Full textAbstract:
Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2015.<br>Made available in DSpace on 2016-10-19T12:48:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2015<br>Um dos grandes desafios presentes na simulação numérica de reservatórios de petróleo diz respeito à resolução dos sistemas lineares obtidos pela discretização de equações elípticas. Essa tarefa torna-se ainda mais complexa quando campos de permeabilidade altamente heterogêneos são considerados. Diversas estratégias de solução diretas e iterativas foram desenvolvidas ao longo dos últimos anos e empregadas nesse contexto, restringindo-se às últimas, nota-se que os métodos iterativos construídos a partir de pré-condicionadores do tipo multigrid são os mais utilizados devido a sua robustez e eficiência. Nesse trabalho avaliam-se as propriedades matemáticas e o desempenho computacional de uma subclasse de pré-condicionadores desse último tipo conhecida como ?multiescala?. As alternativas estudadas são implementadas computacionalmente e empregadas em conjunto com diversos métodos iterativos para a resolução precisa e também aproximada de problemas elípticos desafiadores. Dentre os problemas testados, verifica-se que a melhor estratégia de configuração para o pré-condicionador multiescala é constituída por um operador de restrição do tipo galerkin, suavizador baseado em fatoração incompleta e razões de engrossamento ao redor de 10 ao longo de cada direção do reservatório. Diversas outras estratégias de solução direta e iterativa disponíveis no pacote científico PETSc são testadas para a resolução dos problemas em questão, da onde conclui-se que o pré-condicionador BoomerAMG associado ao método do gradiente conjugado e também o método direto Cholesky-UMFPACK são as mais eficientes em ambos quesitos matemático e computacional, inclusive em relação ao método multiescala de referência quando se deseja encontrar soluções com elevadas precisões. <br><br>Abstract : One of the major challenges faced by reservoir simulation is about the solution of the linear systems obtained by the discretization of elliptic equations. This task turns out to be even more complex when highly heterogeneous permeability fields are present. Different strategies of direct and iterative methods have been
developed in the last years and employed in this context. Considering the last ones, it s possible to note that iterative methods built by multigrid preconditioners are the most employed because of their robustness and efficiency. In this work, the mathematical properties and the computational performance of multigrid-like preconditioners called multiscale preconditioners are evaluated. The studied alternatives are implemented computationally and employed in conjunction of iterative methods for the precise and approximate solution of challenging elliptic problems. Given the tested problems, it was possible to verify that the best configuration properties for a multiscale preconditioner are composed by a galerkin restriction operator, smoothers based on incomplete factorization and coarsening ratios around of ten for each direction of the grid. Several others solutions strategies available in the scientific package PETSc were evaluated using the same set of problems as before and it was possible to conclude that the BoomerAMG preconditioner associated with the conjugate gradient method as well as the direct method Cholesky-UMFPACK are the most efficient ones in both mathematical and computational
evaluation points and are even better than the multiscale preconditioner when the intention is to get a precise solution.
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de, Souza Araújo Filipe. "Procedimentos adaptativos na simulação de reservatórios de petróleo em volumes finitos." Universidade Federal de Pernambuco, 2004. https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/5670.
Full textAbstract:
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Previous issue date: 2004<br>Muitos esforços têm sido realizados na elaboração e adequação de técnicas que permitam
um alto desempenho computacional na simulação numérica nas mais diversas áreas da engenharia.
Variações dos métodos clássicos de aproximação, computação paralela e adaptação, dentre outros
métodos, vêm sendo estudados e aplicados atualmente. Também se observa que além da busca de
uma melhor utilização dos recursos computacionais, procuram-se meios de garantir a precisão e
convergência das soluções obtidas pelas simulações numéricas.
Dentre as várias técnicas desenvolvidas destacam-se os procedimentos de adaptação de malhas,
pois estes aliam a eficiência computacional requerida à qualidade da solução almejada e, além
disso, são de fácil incorporação nas mais diversas classes de problemas.
Neste trabalho serão apresentadas ferramentas computacionais de adaptação de malhas nãoestuturadas
de elementos ora triangulares, ora quadrangulares ou ainda malhas mistas. Sendo refinamento
tipo h e redefinição de malha (ou remeshing ) as estratégias utilizadas para obtenção das
malhas ótimas, isto é, malhas que minimizarão o erro de discretização com o menor número de
graus de liberdade possível. Essas duas ferramentas numéricas são controladas por uma estimativa
de erros a-posteriori baseada na recuperação global dos gradientes. Essa estimativa exerce não só o
papel de fornecer os parâmetros necessários para a adaptação de malhas como também o da regência
do processo adaptativo como um todo.
Esse ferramental desenvolvido, no contexto do MEF, será empregado em problemas modelo
de simulação de reservatórios de petróleo (condução de calor, transporte de poluentes) e na própria
simulação de escoamentos de fluidos em meios porosos, sendo essas ferramentas de análise baseadas
no Método dos Volumes Finitos com estrutura de dados por aresta.
Por fim, os resultados apresentados e discutidos validam as ferramentas desenvolvidas, adaptadas
e utilizadas, demonstrando ainda a eficiência, robustez e flexibilidade das mesmas. Também
nos problemas estudados são realizadas comparações entre as estratégias de adaptação de malhas
(remeshing e tipo h), e entre as opções de malhas (triangulares, quadrangulares ou mistas). É
proposta ainda uma abordagem diferente para os diversos casos levando-se em conta a classe em
que cada problema se enquadra (regime estacionário, regime transiente, múltiplas variáveis, etc)
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SOARES, Adriano Augusto Mucarbel. "Simulação de reservatórios de petróleo em arquiteturas paralelas com memória distribuída." Universidade Federal de Pernambuco, 2002. https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/5833.
Full textAbstract:
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Previous issue date: 2002<br>Novos códigos para simulação de reservatórios de petróleo vêm sendo desenvolvidos
para tratar problemas de larga escala usando processamento de alto desempenho.
Este trabalho consiste no desenvolvimento de um simulador de reservatórios usando
técnicas de programação para computadores paralelos com memória distribuída. É
implementado o modelo Black-Oil bifásico óleo/água, cujas equações são discretizadas
usando o método das diferenças nitas em malhas retangulares de blocos centrados. As
equações discretas são linearizadas utilizando a formulação IMPES e a totalmente implícita.
As não-linearidades são tratadas utilizando o método de Newton-Inexato, com
ciclo interno - o sistema linear - resolvido por diversos métodos iterativos com diferentes
precondicionadores. Para isto é utilizado o software PETSc, que utiliza o MPI para
efetuar toda comunicação de dados entre processadores. Os resultados obtidos, comparados
com os do simulador comercial BOAST-98, validam o modelo implementado.
A análise de desempenho realizada em um computador paralelo, especi camente um
cluster de PCs, apresenta e ciências bastante elevadas de até 97%, validando também
a implementação do modelo de programação paralela
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Oliveira, Eduardo Augusto Puntel de. "Analise de testes em poços injetores de agua." [s.n.], 1991. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/262883.
Full textAbstract:
Orientador: Kelsen Valente Serra<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica<br>Made available in DSpace on 2018-07-19T04:53:40Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 1991<br>Resumo: Soluções analíticas para diversos modelos de injeção de água em reservatórios de óleo são comparadas. Algumas analogias e conclusões interessantes são estabelecidas a partir dessas soluções, por exemplo, a respeito do fator de película medido em um teste de injeção. Um novo modelo semi-analítico para estudo de injeção de água é proposto. Também, um novo método, que dispensa técnicas de ajuste não linear, para estimativa das curvas de permeabilidade relativa ao óleo e à água a partir de dados de testes de injeção é desenvolvido<br>Abstract: Analytical solutions for different water injection models are compared and some interesting analogies and conclusions are established, for instance, concerning the measured skin factor in an injectivity testo A new semi-analytical model for water injection transient studies is proposed. Also, a new and simple method to estimate oil and water relative permeability curves from falloff and injection test data is developed, which makes no use of non-linear regretion techniques<br>Mestrado<br>Mestre em Engenharia de Petróleo
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Plucenio, Daniel Martins. "Caracterização de rochas reservatório de petróleo a partir da modelagem do sistema poroso em rede de poros." reponame:Repositório Institucional da UFSC, 2016. https://repositorio.ufsc.br/xmlui/handle/123456789/182572.
Full textAbstract:
Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2016.<br>Made available in DSpace on 2018-01-09T03:03:46Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2016<br>Os métodos de análise de imagem vêm se tornando um poderoso aliado na caracterização de rochas reservatórios, com vantagens como uniformidade e repetitividade das análises assim como redução em tempo e custos de operação. A partir de uma imagem tridimensional, propriedades petrofísicas podem ser estimadas utilizando um modelo matemático que capture a física do escoamento de fluidos no interior do meio poroso. Este trabalho utiliza uma metodologia chamada de ?extração de rede de poros e ligações?, o que essencialmente consiste em criar uma estrutura topologicamente equivalente ao meio poroso original, mas com uma geometria simplificada e conhecida. Esta transformação é realizada de modo a imitar a natureza das estruturas porosas, que contém espaços maiores entre a matriz sólida, compondo as estruturas chamadas de poros na rede, e aberturas alongadas conectando dois ou mais poros, chamadas de ligações ou gargantas. A vantagem deste método é utilizar a geometria simplificada dos elementos da rede para expressar a vazão de um poro a outro através da equação generalizada de Poiseulle para escoamento no interior de dutos prismáticos. Com o emprego destas expressões na conservação de massa, é formado um sistema linear de equações para pressão em cada poro. Esta abordagem necessita, portanto, de menos recursos computacionais que as alternativas existentes (e.g. método Lattice Boltzmann). Possibilitando análises mais rápidas e a caracterização de volumes maiores de dados que seriam proibitivos com o uso de outros métodos. Neste trabalho são apresentadas de forma detalhada todas as etapas do processo de extração da rede a partir de uma imagem tridimensional binarizada. Redes de poros e ligações são extraídas a partir de imagens de arenitos, e utilizadas para calcular porosidade, permeabilidade absoluta e pressão capilar por intrusão de mercúrio, apresentando boa concordância com dados experimentais.<br>Abstract : Methods based on image analysis are proving to be a powerful ally for reservoir rock characterization with advantages such as analysis uniformity and repeatability as well as reduction of operational costs and time. Once a three-dimensional image is obtained, petrophysical properties can be estimated using a mathematical model that captures the physics of fluid flow through porous media. This work uses the Pore network extraction methodology, which in essence consists in creating a topologically equivalent structure of the porous system but with a simplified geometry, trying to mimic the rock in its nature, which contains larger spaces between grains (pores) and elongated apertures connecting two or more pores (throats).The main advantage of this method is to make use of the simplified geometry of the network elements to express flow between pores using generalized Poiseulle equation for flow inside prismatic ducts. Applying these expressions in mass conservation equation, a linear equation system is formed for pressure on each pore. This approach requires less computational resources than the existing numeric alternatives (e.g. Lattice Boltzmann method), therefore obtaining faster responses and allowing larger image analysis which would be prohibitive when using other methods. An in-depth description of the complete process of network extraction from three dimensional binarized images is presented. Pore networks are extracted from siliciclastic rock samples, and used to calculate porosity, absolute permeability and capillary pressure curve for mercury intrusion, showing good accordance with experimental data.
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Silva, Tiago Rodrigues e. "Caracterização polifásica da microbiota presente em amostras de petróleo de reservatórios brasileiros." [s.n.], 2010. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/317328.
Full textAbstract:
Orientador: Valéria Maia Merzel<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Insituto de Biologia<br>Made available in DSpace on 2018-08-16T20:58:52Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2010<br>Resumo: Estudos realizados em reservatórios de petróleo têm evidenciado que parte da microbiota associada a este tipo de ambiente é representada por bactérias e arqueias de distribuição geográfica bastante ampla e que diversos destes organismos têm potencial para transformar compostos orgânicos e inorgânicos, atuando na interface óleo-água dos reservatórios. A investigação de micro-organismos com potencial para biodeterioração, biodegradação e biocorrosão encontrados em depósitos petrolíferos é de grande importância, uma vez que estes organismos podem estar relacionados com a perda da qualidade do petróleo nos reservatórios e etapas subseqüentes de exploração. Este estudo teve como finalidade comparar a microbiota presente em amostras de óleo de dois poços de petróleo terrestres da Bacia Potiguar (RN), identificados como GMR75 (poço biodegradado) e PTS1 (poço não-biodegradado). As comunidades microbianas foram estudadas usando técnicas de cultivo (enriquecimentos microbianos e isolamento) e independentes de cultivo (construção de bibliotecas de genes RNAr 16S). Os micro-organismos cultivados de ambos os poços mostraram-se afiliados aos filos Actinobacteria, Firmicutes e Proteobacteria. As bibliotecas de gene RNAr 16S foram construídas a partir de DNA total extraído do petróleo bruto. Ambas as bibliotecas de bactérias revelaram uma grande diversidade, com 8 filos diferentes para o poço GMR75, Actinobacteria, Bacteroidetes, Deferribacteres, Spirochaetes, Firmicutes, Proteobacteria, Thermotoga e Synergistetes, e 5 filos para o poço PTS1, Actinobacteria, Chloroflexi, Firmicutes, Proteobacteria e Thermotogae. A biblioteca de genes RNAr 16S de arqueias só foi obtida para o poço GMR75 e todos os clones encontrados mostraram-se relacionados a membros da ordem Methanobacteriales. Os resultados de diversidade sugerem que a metanogênese é o processo terminal dominante no poço, o que indica uma biodegradação anaeróbia. A comparação dos estudos dependente e independente de cultivo mostrou que alguns gêneros, como Janibacter, Georgenia, Saccharopolyspora, Tessaracoccus, Brevundimonas e Brachymonas não foram encontradas na abordagem independente de cultivo,
sugerindo que mais clones devam ser seqüenciados para cobrir toda a diversidade presente na amostra. Nossa hipótese de que poderia haver algum agente antimicrobiano inibindo o crescimento de bactérias degradadoras de hidrocarbonetos no poço não-biodegradado não foi confirmada. No entanto, durante os testes realizados, uma bactéria, Bacillus pumilus, isolada em estudos anteriores de reservatórios da Bacia de Campos, apresentou resultados positivos de inibição para todas as linhagens testadas como indicadoras, e os testes de caracterização do composto revelaram ser este um diterpeno da classe das Ciatinas.<br>Abstract: Recent studies from oil fields have shown that microbial diversity is represented by bacteria and archaea of wide distribution, and that many of these organisms have potential to metabolize organic and inorganic compounds. The potential of biodeterioration, biodegradation and biocorrosion by microorganisms in oil industry is of great relevance, since these organisms may be related with the loss of petroleum quality and further exploration steps. The aim of the present study was to compare the microbial communities present in two samples from terrestrial oil fields from Potiguar basin (RN - Brazil), identified as GMR75 (biodegraded oil) and PTS1 (non-biodegraded oil). Microbial communities were investigated using cultivation (microbial enrichments and isolation) and molecular approaches (16S rRNA gene clone libraries). The cultivated microorganisms recovered from both oil-fields were affiliated with the phyla Actinobacteria, Firmicutes and Proteobacteria. The 16S rRNA gene clone libraries were constructed from metagenomic DNA obtained from crudeoil. Both bacterial libraries revealed a great diversity, encompassing representatives of 8 different phyla for GMR75, Actinobacteria, Bacteroidetes, Deferribacteres, Spirochaetes, Firmicutes, Proteobacteria, Thermotogae and Synergistetes, and of 5 different phyla, Actinobacteria, Chloroflexi, Firmicutes,
Proteobacteria and Thermotoga, for PTS1. The archaeal 16S rRNA clone library was obtained only for GMR75 oil and all phylotypes were affiliated with order Methanobacteriales. Diversity resuts suggest that methanogenesis is the dominant terminal process in GMR75 reservoir, driven by anaerobic biodegradation. The cross-evaluation of culture-dependent and independent techniques indicates that some bacterial genera, such as Janibacter, Georgenia, Saccharopolyspora, Tessaracoccus, Brevundimonas and Brachymonas, were not found using the the 16S rRNA clone library approach, suggesting that additional clones should be sequenced in order to cover diversity present in the sample. Our hypothesis that biodegrading bacterial populations could be inhibited by antimicrobialproducing microorganisms in the non biodegraded oil field (PTS1) was not confirmed. However, one Bacillus pumilus strain, previously isolated from Campos Basin reservoirs, showed positive results in inhibitory tests for all indicator strains. Chemical analyses allowed us to identify the compound as a diterpen from the Cyathin class.<br>Mestrado<br>Genetica de Microorganismos<br>Mestre em Genética e Biologia Molecular
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Mello, Samuel Ferreira de 1984. "Estudo sobre simulação composicional de reservatórios de petróleo com injeção de CO2." [s.n.], 2011. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263719.
Full textAbstract:
Orientador: Denis José Schiozer<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências<br>Made available in DSpace on 2018-08-18T02:24:49Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2011<br>Resumo: O aumento significativo do volume potencial de petróleo se deve às descobertas recentes de reservatórios de petróleo localizados em profundidades de camada pré-sal que contém CO2, em alguns casos, em quantidade superior a 10% e frações voláteis, em condições de grande desvio do comportamento dos gases ideais. A literatura sugere que nesses casos é necessário o uso de modelos composicionais de simulação de reservatórios. Neste trabalho procurou-se através de estudos do comportamento de fluidos diagnosticar fatores decisivos do tratamento de fluidos para a aplicação confiável da simulação composicional em reservatórios de petróleo similares aos da camada pré-sal. Ênfase especial foi dada ao estudo do comportamento de fases e à simulação de método de recuperação melhorada de óleo baseados na injeção de CO2. Para isto, foram obtidos da literatura um modelo geológico de reservatório heterogêneo, dados de permeabilidade relativa e dados PVT da caracterização de óleos leves (acima de 20º API de densidade) e ricos em CO2 (3% a 20% da fração molar). Foi feita uma modelagem pelo ajuste termodinâmico de equações de estado aplicadas ao petróleo, onde foram testadas diferentes representações termodinâmicas (de 5 a 24 componentes), dois diferentes métodos de ajustes de equações de estado e dois modelos geológicos. Os resultados obtidos foram analisados e comparados em diferentes combinações para o estudo da sensibilidade de parâmetros críticos de fluido para a simulação composicional, como a escolha de pseudocomponentes, a escolha de equações de estado e a escolha de técnicas de ajuste de equações de estado. Os resultados ressaltam a importância não só da qualidade de dados experimentais adequados, como da escolha cautelosa de modelos teóricos termodinâmicos adequados, de técnicas de ajuste de dados experimentais e do uso cuidadoso da pseudoização. O estudo conclui que a alteração indiscriminada em qualquer uma destas variáveis pode comprometer a confiabilidade de um modelo de simulação de reservatórios. O estudo conclui que diferentes técnicas de regressão de equações de estado não são equivalentes e também mostra que a relação entre a pseudoização e a redução do tempo computacional não é direta. Os resultados deste trabalho são importantes para estudos futuros de simulação composicional<br>Abstract: The Brazilian expected oil potential has increased substantially after the discoveries of subsalt located deep oil reservoirs and they are regarded with huge economic importance for Brazil. Some of these fields contain above 10% molar CO2 and volatile fractions, submitted to conditions that differ greatly from that described by ideal gas models. Compositional reservoir simulation is fundamental for the description of these phenomena. Although this technique improves the reservoir management, the modeling of fluid data is needed due to computational limitation and it adds uncertainties that affect the quality of the compositional simulation and are not studied very often. The objective of this work is to identify key factors in order to allow the reliable application of compositional simulation to petroleum reservoir analogous to the Brazilian subsalt reservoirs. Special highlighting was given to the phase behavior and simulation of enhanced oil recovery methods based on the CO2 injection applied to heterogeneous reservoirs. This required the acquisition from literature of a heterogeneous reservoir geological model, of a singular set of relative permeability data and of several sets of PVT data characterizing light oils (over 20º API gravity) that are also CO2 enriched (from 3% to 20% of molar fraction). From these PVT sets of data it was necessary to perform the thermodynamic match of equations of state applied to complex hydrocarbons mixtures. An oil with different extended and lumped thermodynamic versions was tested with two different equations of state matching methods from literature and two different geological models. The results obtained were analyzed and compared under different combinations for the sensitivity study of critical fluid parameters for the compositional simulation. This work emphasizes the importance not only of experimental data quality, but also of the equation of state choice, regression method choice and the careful use of lumping. The study concludes that the indiscriminate alteration in any of these variables may harm the model reliability of reservoir simulation. The study concludes that different PVT tuning techniques are not equivalent and also shows that the relation between lumping and computational time reduction is not direct. The results of this work are important for future compositional simulation studies<br>Mestrado<br>Reservatórios e Gestão<br>Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo
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Amorim, Elisa Portes dos Santos. "Ajuste automático de histórico em reservatórios de petróleo utilizando o método TSVD." Universidade Federal de Juiz de Fora (UFJF), 2009. https://repositorio.ufjf.br/jspui/handle/ufjf/4107.
Full textAbstract:
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elisaportesdossantosamorim.pdf: 22640735 bytes, checksum: 208231549a369d305ed644548f61de21 (MD5)<br>Made available in DSpace on 2017-04-20T13:11:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2009-11-09<br>A simulação de reservatórios é uma ferramenta amplamente utilizada por engenheiros de reservatório. É principalmente utilizada com o objetivo de prever o comportamento de reservatórios sob diferentes condições, auxiliando os engenheiros a tomarem importantes decisões que podem envolver custos financeiros elevados. A fim de obter predições confiáveis, diferentes propriedades petrofísicas do reservatório, como a porosidade e a permeabilidade, devem ser conhecidas. Porém, medições diretas dessas propriedades são possíveis apenas nas proximidades dos poços. Uma forma de estimar essas propriedades é através do processo de ajuste de histórico. O processo de ajuste de histórico consiste no problema inverso de estimar as propriedades de um reservatório através do ajuste de dados simulados ao histórico do reservatório, o qual está disponível em reservatórios em operação já há algum tempo. Neste trabalho apresentamos um estudo para o ajuste de histórico automático baseado em um modelo de reservatório bifásico (óleo/água) e bidimensional. A taxa de produção de óleo e a pressão, medidas nos poços são tomadas como histórico do reservatório. Desejamos estimar a distribuição de permeabilidades do reservatório. O problema de ajuste de histórico consiste em minimizar uma função objetivo que quantifica o erro entre o histórico e os dados simulados, o que leva a um problema de mínimos quadrados não-linear. Para resolver este problema, utilizamos o método de Gauss-Newton combinado com o método de Decomposição em Valores Singulares Truncada (TSVD). O método TSVD reduz consideravelmente o número de parâmetros a serem estimados, reduzindo também o custo computacional envolvido na resolução do problema. A m de utilizarmos o método TSVD eficientemente é necessário dispor da derivada e adjunta do problema direto. O desenvolvimento dessas ferramentas consistiu de parte importante no desenvolvimento deste trabalho.<br>Reservoir simulation is an essential tool extensively used by reservoir engineers. It is mostly employed to predict reservoir behavior under different circumstances, thus supporting decisions that frequently involve large fnancial costs. In order to use this tool properly different petro-physical properties of the reservoir must be well known, such as permeability and porosity. Unfortunately, direct measures of these properties are viable only near the wells. A way of estimating these properties is through the so called History
Matching process. History matching process consists on the inverse problem of estimating reservoir properties through matching simulated data to reservoir history, which are available in reservoirs that are operating for some time. In this work we present a study for the automatic history matching based in a two-phase (oil/water), two dimensional reservoir model. The rate of oil production and the pressure measured at the wells are taken as the history of the reservoir. In this work, we aim to estimate the permeability distribution of the reservoir. The history matching problem consists on minimizing an
objective function that measures the mismatch between reservoir history and simulated data, which turns the problem into a nonlinear least square problem. In order to solve this problem the Gauss-Newton method was employed combined with the Truncated Singular Value Decomposition (TSVD) technique. The TSVD technique reduces considerably the number of parameters to estimate, reducing also the computational effort involved in solving the problem. In order to use the TSVD method in an effcient way it is necessary to have the derivative and the adjoint of the direct problem. The development of these
tools was an important part of this work.
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Abreu, Eduardo Cardoso de. "Modelagem e simulação computacional de escoamentos trifásicos em reservatórios de petróleo heterogêneos." Universidade do Estado do Rio de Janeiro, 2007. http://www.bdtd.uerj.br/tde_busca/arquivo.php?codArquivo=765.
Full textAbstract:
Coordenação de Aperfeiçoamento de Pessoal de Nível Superior<br>Neste trabalho é apresentado um novo método acurado com passo de tempo fracionário, baseado em uma técnica de decomposição de operadores, para a solução numérica de um sistema governante de equações diferenciais parciais que modela escoamento trifásico água-gás-óleo imiscível em reservatórios de petróleo heterogêneos no qual os efeitos de compressibilidade do gás não foram levados em conta. A técnica de decomposição de operadores em dois níveis permite o uso de passos de tempo distintos para os três problemas definidos pelo procedimento de decomposição: convecção, difusão e pressão-velocidade. Um sistema hiperbólico de leis de conservação que modela o transporte convectivo das fases fluidas é aproximado por um esquema central de diferenças finitas explícito, conservativo, não oscilatório e de segunda ordem. Este esquema é combinado com elementos finitos mistos, localmente conservativos, para a aproximação numérica dos sistemas de equações parabólico e elíptico associados aos problemas de transporte difusivo e de pressão-velocidade, respectivamente. O operador temporal associado ao sistema parabólico é resolvido fazendo-se uso de uma estratégia implícita de solução (Backward Euler). O modelo matemático para escoamento trifásico considerado neste trabalho leva em conta as forças de capilaridade e expressões gerais para as funções de permeabilidade relativa, campos variáveis de porosidade e de permeabilidade e os efeitos da gravidade. A escolha de expressões gerais para as funções de permeabilidade relativa pode levar à perda de hiperbolicidade escrita e, desta maneira, à existência de uma região elíptica ou de pontos umbílicos para o sistema não linear de leis de conservação hiperbólicas que descreve o transporte convectivo das fases fluidas. Como consequência, a perda de hiperbolicidade pode levar à existência de choques não clássicos (também chamados de choques transicionais ou choques subcompressivos) nas soluções de escoamentos trifásicos. O novo procedimento numérico foi usado para investigar a existência e a estabilidade de choques não clássicos, com respeito ao fenômeno de fingering viscoso, em problemas de escoamentos trifásicos bidimensionais em reservatórios heterogêneos, estendendo deste modo resultados disponíveis na literatura para problemas de escoamentos trifásicos unidimensionais. Experimentos numéricos, incluindo o estudo de estratégias de injeção alternada de água e gás (Water-Alternating-Gas (WAG)), indicam que o novo procedimento numérico proposto conduz com eficiência computacional a resultados numéricos com precisão. Perspectivas para trabalhos de pesquisa futuros são também discutidas, tomando como base os desenvolvimentos reportados nesta tese.<br>We present a new, accurate fractional time-step method based on an operator splitting technique for the numerical solution of a system of partial differential equations modeling three-phase immiscible water-gas-oil flow problems in heterogeneous petroleum reservoirs in which the compressibility effects of the gas was not take into account. A two-level operator splitting technique allows for the use of distinct time steps for the three problems defined by the splitting procedure: convection, diffusion and pressure-velocity. A system of hyperbolic conservation laws modelling the convective transport of the fluid phases is approximated by a high resolution, nonoscillatory, second-order, conservative central difference scheme in the convection step. This scheme is combined with locally conservative mixed finite elements for the numerical solution of the parabolic and elliptic problems associated with the diffusive transport of fluid phases and the pressure-velocity problem, respectively. The time discretization of the parabolic problem is performed by means of the implicit backward Euler method. The mathematical model for the three-phase flow considered in this work takes into account capillary forces and general expressions for the relative permeability functions, variable porosity and permeability fields, and the effect of gravity. The choice of general expressions for the relative permeability functions may lead to the loss of strict hyperbolicity and, therefore, to the existence of an elliptic region of umbilic points for the systems of nonlinear hyperbolic conservation laws describing the convective transport of the fluid phases. As a consequence, the loss of hyperbolicity may lead to the existence of nonclassical shocks (also called transitional shocks or undercompressive shocks) in three-phase flow solutions. The numerical procedure was used in an investigation of the existence and stability of nonclassical shocks with respect to viscous fingering in heterogeneous two-dimensional flows, thereby extending previous results for one-dimensional three-phase flow available in the literature. Numerical experiments, including the study of Water-Alternating-Gas (WAG) injection strategies, indicate that the proposed new numerical procedure leads to computational efficiency and accurate numerical results. Directions for further research are also discussed, based on the developments reported in this thesis.
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Lucianetti, Rodrigo Machado. "Métodos de Krylov-Newton aplicados à simulação numérica de reservatórios de petróleo." Florianópolis, SC, 2000. http://repositorio.ufsc.br/xmlui/handle/123456789/79176.
Full textAbstract:
Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico.<br>Made available in DSpace on 2012-10-18T00:09:59Z (GMT). No. of bitstreams: 0Bitstream added on 2014-09-25T19:32:56Z : No. of bitstreams: 1
176596.pdf: 3279357 bytes, checksum: 6e094f8a64844fb30049288f5944b9d8 (MD5)<br>A simulação do processo de extração de óleo em um reservatório de petróleo é um problema complexo que envolve o escoamento multifásico em um meio poroso de geometria arbitrária, podendo conter falhas geológicas e outras irregularidades. A modelagem numérica implícita deste problema requer a solução de um complexo sistema de equações não-lineares que pode ser resolvido de diversas formas, mais ou menos eficientes. A forma mais comum de solução deste sistema emprega o método de linearização de Newton ou alguma de suas variantes. O foco deste trabalho está na análise de uma extensa classe de métodos de Newton conhecidos como métodos de Newton inexatos. Estes métodos empregam um segundo método iterativo na solução da equação linearizada resolvendo-a até uma certa tolerância; daí serem chamados de inexatos. Os métodos inexatos abordados neste trabalho concentram-se na escolha de processos iterativos baseados em métodos de projeção no espaço de Krylov, tais como: GMRES, BICGSTAB, TFQMR. Estes métodos, que formam uma subclasse dos métodos de Newton inexatos, são conhecidos como métodos de Krylov-Newton. São abordados também métodos quase-newtonianos baseados na aproximação da matriz Jacobiana considerando apenas os termos ortogonais da discretização em sistemas curvilíneos não-ortogonais. Vários problemas com diferentes graus de não-ortogonalidade da malha e não-linearidades são resolvidos e comparados usando os diferentes métodos implementados.
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Cordazzo, Jonas. "Simulação de reservatórios de petróleo utilizando o método EbFVM e multigrid algébrico." Florianópolis, SC, 2006. http://repositorio.ufsc.br/xmlui/handle/123456789/89193.
Full textAbstract:
Tese (doutorado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico. Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica<br>Made available in DSpace on 2012-10-22T17:53:25Z (GMT). No. of bitstreams: 1
230069.pdf: 18786227 bytes, checksum: 37219692730c9c351c5735e1c75ef0b3 (MD5)<br>Este trabalho propõe uma metodologia numérica para a simulação do escoamento multifásico em reservatórios de petróleo utilizando o Método de Volumes Finitos baseado em Elementos (EbFVM). Este método emprega malhas não-estruturadas com elementos triangulares e/ou quadrangulares, o que lhe confere maior flexibilidade e generalidade. Os poucos métodos disponíveis na literatura de petróleo que utilizam malhas não-estruturadas tratam os fluxos nas interfaces dos volumes de controle de forma inadequada. Isto causa dificuldades quando triângulos obtusos são empregados e origina interpretações equivocadas da transmissibilidade. Propõe-se neste trabalho um novo cálculo do fluxo da forma exata e que flexibiliza o processo de construção de malhas que representem com maior fidelidade as heterogeneidades, poços horizontais e verticais, e falhas, o que contribui para a diminuição do tempo de simulação. A solução das equações resultantes foi obtida empregando-se os métodos IMPES (Implicit Pressure Explicit Saturation) e Totalmente Implícito. O sistema linear foi resolvido pelo método multigrid baseado na correção aditiva, que aglomera os blocos da malha levando em consideração os coeficientes do sistema linear.
A operação de refinamento localizado é facilitado pela adoção de um sistema de coordenadas locais que permite um tratamento similar a todos os elementos da malha o que elimina a imprecisão numérica das técnicas de refino tradicionais. Demonstra-se que é possível lidar com os mapas de permeabilidade em sua forma completa e sem médias, um aspecto importante na simulação de reservatórios heterogêneos e anisotrópicos. O modelo resultante é fisicamente consistente e leva a uma clara interpretação das transmissibilidades, revelando que triângulos retângulos e obtusos podem ser usados sem maiores restrições. Ao comparar os resultados obtidos com os dos modelos usualmente empregados na simulação de reservatórios de petróleo, o método EbFVM proposto mostrou-se mais flexível e menos susceptível ao efeito de orientação de malha.
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Amorim, Tiago Corrêa de Araújo de. "Utilização de modelo de fluxo substituto na análise de risco de reservatórios de petróleo." [s.n.], 2012. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263709.
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Orientador: Denis José Schiozer<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências<br>Made available in DSpace on 2018-08-20T09:36:33Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2012<br>Resumo: Uma análise adequada dos riscos de um estudo de desenvolvimento de um campo de petróleo pode exigir um grande número de simulações de fluxo, o que pode levar a tempo de máquina considerável. Algumas técnicas foram desenvolvidas para reduzir o número de corridas, como o planejamento experimental com superfície de resposta. Um problema geralmente associado a estas técnicas é a menor confiabilidade associada a problemas complexos e a pouca flexibilidade a alterações nas variáveis de incerteza. Uma alternativa é proposta neste trabalho com do uso de modelos de simulação substitutos rápidos que geram resultados semelhantes ao modelo completo. O modelo de simulação substituto tem os mesmos dados que o modelo de simulação de completo, mas a malha de simulação é muito mais grosseira. Os parâmetros da nova malha de simulação são ajustados automaticamente com um algoritmo de otimização numérica, minimizando a diferença entre as respostas dos modelos completo e substituto. Modelos de simulação foram construídos para testar os resultados gerados com a metodologia proposta. Análises de risco foram realizadas com ambos os modelos completo e substituto, e os resultados gerados com os modelos substitutos foram próximos aos dos modelos completos. No geral, o tempo gasto no ajuste do modelo substituto e geração da curva de análise de risco com o mesmo foi menor do que utilizar a técnica de planejamento de experimentos para gerar uma análise de risco do modelo completo<br>Abstract: An accurate risk analysis for a field development study can demand a large number of flow simulation runs, which can lead to considerable computer time. Some techniques have been developed to reduce the number of runs, such as experimental design with surface response methodology. One problem usually associated with these techniques is the lower reliability associated with complex problems, and small flexibility to changes in the uncertain variables. An alternative is proposed in this work through the use of fast surrogate simulation models that generate results similar to the base model. The surrogate simulation model has the same data as the base simulation model, but the grid is much coarser. The coarse grid parameters are adjusted with a numerical optimization algorithm, minimizing the difference between the responses from the base and the surrogate models. Simulation models were constructed to test the results generated with the proposed surrogate model methodology. Risk analyses were conducted with both surrogate and base models, and the results generated with the surrogate models were close to those with the base models. Overall, the time spent in adjusting the surrogate model and generating a risk analysis with it was smaller than using experimental design to construct a risk analysis with the base model<br>Mestrado<br>Reservatórios e Gestão<br>Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo
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Bento, Débora Ferreira. "Influência de restrições de produção na definição da estratégia de explotação de campos de petróleo." [s.n.], 2010. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263771.
Full textAbstract:
Orientador: Denis José Schiozer<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências<br>Made available in DSpace on 2018-08-16T03:09:54Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2010<br>Resumo: O sucesso de um projeto de desenvolvimento de um campo de petróleo depende de uma estratégia de produção adequada. A seleção da estratégia através de um processo de otimização busca menores investimentos e custos operacionais e maiores produções de óleo e gás, melhorando o lucro medido através do valor presente líquido do projeto (VPL). Existem inúmeras metodologias para otimização da estratégia de produção que, em geral, são trabalhosas e demandam grande esforço computacional. Como o tempo é uma variável impactante no retorno econômico de projetos, a indústria tende a simplificar as simulações numéricas, principalmente separando as modelagens dos reservatórios e dos sistemas operacionais. Este trabalho tem como objetivo verificar se estas simplificações influenciam no resultado final do processo de seleção de estratégias de produção. Complementando trabalhos anteriores, foram selecionadas e estudadas duas restrições operacionais: perda de carga nas linhas de produção e o limite de escoamento do gás. Foi proposta ainda uma metodologia de otimização de estratégia de produção e de análise da influência da restrição operacional, com foco nos casos estudados. Os resultados mostram a influência das restrições no processo, possibilitando ainda identificar as características dos reservatórios, fluídos e cenário econômico onde essa influência é mais significativa<br>Abstract: The success of a development project of a petroleum field depends on adequate production strategy. The selection of the strategy through an optimization process searches for minors investments and operational costs and greater oil and gas productions, improving the profit measured through the liquid present value of the project (LPV). There are innumerable methodologies for production strategy optimization and, in general, they are laborious and demand a great computational effort. Considering that time is an important variable in the project economic return, the industry tends to simplify the numerical simulations, mainly separating the reservoir and operational systems. The objective of this work is to verify if these simplifications have significant influence on the final result of the production strategy selection process. Complementing previous works, two operational constraints were selected and studied: pressure drop in the production lines and the gas flow limit. Two methodologies were proposed, with focus in the studied cases: a production strategy optimization process and an operational constraints influence analysis. The results demonstrate the influence of the operational constraints restrictions in the process, making it possible to identify the characteristics of the reservoirs,
fluids and economic scenario where this influence is more significant<br>Mestrado<br>Reservatórios e Gestão<br>Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo
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Lopes, Leandro Freitas 1983. "Influência da argila na invasão de fluidos de perfuração em reservatórios de petróleo." [s.n.], 2012. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/265295.
Full textAbstract:
Orientador: Rosângela Barros Zanoni Lopes Moreno<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica<br>Made available in DSpace on 2018-08-20T08:17:10Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2012<br>Resumo: A perfuração de poços de petróleo pode danificar fortemente a formação, incluindo a região de interesse: o reservatório. Perfurar sem que se danifique o reservatório caracteriza-se como um grande desafio, e por isso, tem sido estimulado o desenvolvimento de tecnologias de fluidos e otimização de processos de perfuração, incluindo, por exemplo, o projeto de fluidos com vistas à minimização de dano. Tem sido relatado que, um planejamento detalhado desde o projeto do fluido pode ajudar a minimizar o dano de formação e contribuir para uma melhor restauração da produtividade do poço. Este trabalho é focado na análise do dano de formação causado pela invasão de fluidos de perfuração de base água em reservatórios de petróleo areníticos. Os fluidos foram preparados com os seguintes componentes: sal, polímero e argila. O sal utilizado foi o iodeto de sódio (NaI) na concentração de 150000 ppm; o polímero foi, ora a poliacrilamida parcialmente hidrolisada (PHPA), ora a Goma Xantana (GX), e a argila utilizada foi a bentonita. Para simular o reservatório foram utilizadas amostras pequenas de arenito Botucatu de alta permeabilidade. As amostras, inicialmente 100% saturadas com óleo mineral (~ 24 cp @23º C), foram submetidas a um processo de invasão, simulando-se uma perfuração sobrebalanceada, e a um fluxo reverso de óleo, simulando-se o início de produção de petróleo, aplicando-se para ambos um diferencial de pressão manométrica de 20 psi (~ 138 kPa). A concentração de polímero foi de 3,5 lb/bbl (10 g/l ou 10000 ppm) quando preparados com PHPA, e de 3,0 lb/bbl (8,6 g/l ou 8600 ppm) quando preparados com GX. A concentração de bentonita variou de 2,5%, 2,0%, 1,5% e 0,0% em massa para ambos os polímeros, resultando em um total de oito fluidos preparados. Foram avaliadas a redução da permeabilidade e da razão de produtividade das amostras durante a invasão dos fluidos, bem como o retorno destas quando aplicado um fluxo reverso de óleo. Os resultados obtidos mostraram que os fluidos que continham argila resultaram em uma menor invasão ou perda de fluido para a formação do que os fluidos que continham somente polímero. Além disso, a concentração de argila influenciou nos resultados obtidos de redução de permeabilidade e do retorno da razão de produtividade. Quanto maior a concentração de argila, menor a invasão de filtrado, porém, o retorno da razão de produtividade também foi menor, evidenciando o potencial de dano da mesma. Os fluidos preparados com PHPA, quando injetados, resultaram em uma maior invasão de filtrado do que os fluidos preparados com GX, porém o retorno da razão de produtividade também foi maior, mostrando que estes fluidos, apesar de invadirem mais, danificaram menos as amostras. Os fluidos preparados com GX tamponaram as gargantas de poro mais rapidamente, e em alguns casos, por completo. O fato de tamponar ou não os poros das amostras teve influência no retorno da razão de produtividade, sendo observado maior retorno nas amostras não tamponadas em relação àquelas tamponadas por completo. Os resultados apresentados aqui podem contribuir para a tecnologia de fluidos de perfuração e avaliação do projeto do fluido, com vistas à minimização de dano à formação e manutenção da produtividade do reservatório o mais próximo da original<br>Abstract: Oil well drilling can strongly damage the formation, including the interest region: the reservoir. Drilling without damaging the reservoir is characterized as a hard challenge, and therefore, the development of technologies and optimization process has been stimulated, including, for example, the fluid design in order to minimize damage. It has been reported that a detailed fluid management plan addressing fluid design can help to minimize formation damage and contribute to a better well productivity restoration. This work is focused on formation damage analysis caused by water-based drilling fluids invasion in sandstone oil reservoirs. Fluids were prepared including the following components: salt, polymer and clay. It was used a 150,000 ppm concentration of sodium iodide (NaI) as salt, either a partially hydrolyzed polyacrylamide (HPAM) or a xanthan gum (XG) as polymer, and bentonite as clay. To simulate the reservoir, small samples of high permeability Botucatu sandstone were used. The samples, 100% initially saturated with mineral oil (~ 24 cp @ 23 ° C), were submitted to an invasion process, simulating an overbalanced drilling, and to an oil reverse flow, simulating the oil production beginning, applying to both a 20 psi (~ 138 kPa) gauge pressure difference. The polymer concentration was 3.5 lb/bbl (10 g/l or 10,000 ppm) when prepared with HPAM, and 3.0 lb/bbl (8.6 g/l or 8,600 ppm) when prepared with XG. The bentonite concentration ranged from 2.5%, 2.0%, 1.5% and 0.0% weight for both polymers, resulting in eight tested fluids. During fluids invasion, the permeability impairment and productivity ratio of the samples were evaluated, as well as their return when applied to an oil reverse flow. Obtained results pointed that fluids containing clay resulted in a lower fluid loss to the formation than fluids containing only polymer. Moreover, clay concentration influenced on permeability impairment and on obtained results for the productivity ratio return. The higher is clay concentration, the less is fluid invasion, however, productivity ratio return was also lower, highlighting the clay damage potential. HPAM fluids, when injected, resulted in a higher fluid invasion than XG fluids, but productivity ratio return was also higher, pointing that HPAM fluids, even though had invaded more, the damage was lower. XG fluids blocked pore throats faster and, in some cases, completely. The blocking effect on samples pores influenced on productivity ratio return, i. e., higher return was obtained for samples that weren't blocked. Results presented here may contribute to drilling fluids technology, fluid design evaluation and formation damage minimization aiming to keep the reservoir productivity closer to the original<br>Mestrado<br>Reservatórios e Gestão<br>Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo
28
Avansi, Guilherme Daniel 1984. "Ajuste de histórico integrado à caracterização de reservatórios de petróleo e sísmica 4D." [s.n.], 2014. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/265877.
Full textAbstract:
Orientador: Denis Jose Schiozer<br>Tese (doutorado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica, Instituto de Geociências<br>Made available in DSpace on 2018-08-26T05:42:36Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2014<br>Resumo: A simulação numérica é fundamental para a engenharia de reservatórios, possibilitando a previsão de produção e avaliação de modelos em diferentes estágios da vida produtiva de um campo. Todavia, para isso, é necessário calibrar os modelos com dados de histórico de produção e mapas, sendo indispensável um modelo geológico confiável para gerar modelos numéricos consistentes. O processo de ajuste de histórico tem sido integrado às áreas de estudo de caracterização de reservatórios e sísmica 4D para que melhores resultados possam ser obtidos. Muitas vezes, é difícil testar a aplicabilidade de novas metodologias nessas áreas de trabalho, pois os reservatórios reais são desconhecidos no momento das decisões, e raramente são feitos estudos posteriores para isso. Dessa forma, um dos objetivos principais desta tese é a criação de um modelo sintético (UNISIM-I-R), com características reais e resposta conhecida, a partir de dados públicos do Campo de Namorado, Bacia de Campos, Brasil, de forma que o reservatório real possa ser substituído por um modelo de referência para que metodologias sejam testadas e comparadas durante as fases de pré e pós-desenvolvimento do campo. Para testar as aplicações, outros dois modelos são criados, UNISIM-I-D e UNISIM-I-H, para que metodologias de estratégia de produção e de ajuste de histórico sejam testadas, validadas e comparadas. A aplicação utilizada e apresentada neste trabalho é a de ajuste de histórico, integrada à caracterização geológica e sísmica 4D. Mostra-se o ajuste simultâneo de diferentes funções-objetivo, mantendo a consistência dos modelos gerados, de modo a resultar em previsões de produção confiáveis. Para que modelos geológicos sejam calibrados durante a fase de caracterização integrada ao ajuste, perturba-se o modelo geológico utilizando poços virtuais. Sendo assim, as principais contribuições deste trabalho são a construção de um problema típico da engenharia de reservatórios, com resposta conhecida, e de uma metodologia de ajuste de histórico integrada com a caracterização de reservatórios e sísmica 4D, a qual preserva a consistência geológica dos modelos gerados<br>Abstract: Numerical simulation is essential for reservoir engineering, allowing the production forecasting and models evaluation in different stages of field production. Besides quantifying reservoir uncertainties in a field planning and developing, it is necessary to adjust models with history production and map data, being indispensable a reliable geological model to get consistent numerical ones. History matching process has been integrated to reservoir characterization and 4D seismic study areas in order to get better results. The applicability of new technologies in these areas is frequently restricted to real reservoir applications, once they are unknown at the time of the decision making, and further studies are rarely made for this. This work aims the creation of a synthetic model, UNISIM-I-R, using a public dataset from Namorado Field, Campos Basin, Brazil, where the real reservoir is replaced with a reference model with known properties, so that methodologies can be tested and compared in a pre and post-development stages of field production. In order to test the applications, two other models are built, UNISIM-I-D and UNISIM-I-H, testing, comparing and validating selection of production strategy and history matching approaches. The proposed and used application is the history matching, reservoir characterization and 4D seismic integrated studies. This way, a simultaneous calibration of different objective-function is proposed, keeping the geological consistency in an adjustment approach for a reliable forecast production. However, it is necessary to perturb the geological model using virtual wells during the reservoir characterization to get the calibration. In conclusion, the main contributions of the presented work are the construction of a typical reservoir engineering problem, with known answer, and the development of an integrated history matching by reservoir characterization and 4D seismic, which preserves the consistency of geological models construction<br>Doutorado<br>Reservatórios e Gestão<br>Doutor em Ciências e Engenharia de Petróleo
29
Martins, Polyana Fabrícia Fernandes. "Desenvolvimento de traçadores ativáveis para aplicação em recuperação secundária de reservatórios de petróleo." CNEN - Centro de Desenvolvimento da Tecnologia Nuclear, Belo Horizonte, 2005. http://www.bdtd.cdtn.br//tde_busca/arquivo.php?codArquivo=8.
Full textAbstract:
Um campo interessante para aplicação de técnicas nucleares devido à complexidade dos problemas a serem estudados e importante devido ao forte impacto econômico e estratégico é a industria de petróleo. Pelas técnicas nucleares podem ser obtidas informações preciosas. A utilização de traçadores auxilia a caracterização de um reservatório de petróleo e permite que se tomem posteriormente decisões importantes para o processo de recuperação deste recurso natural.
O estudo é feito em uma malha envolvendo poços injetores e produtores, mas com um único traçador não é possível discriminar a contribuição de diferentes injetores para um determinado produtor. Devido a necessidade de se ter vários traçadores para serem usados na recuperação de poços de petróleo é proposto o desenvolvimento de traçadores ativáveis.
Foram escolhidos para serem usados como traçadores elementos do grupo dos terras raras lantânio (La) e európio (Eu) por apresentarem elevada seção de choque e facilidade de obtenção. Estes elementos foram complexados com quelantes orgânicos para diminuir o grau de perdas ou retardo do traçador em relação à fase aquosa. Esses quelantes são os ácidos aminopolicarboxílicos EDTA, DTPA e DOTA.
Para verificar se ocorreu a complexação foi feita análise por espectrometria no infravermelho. Com o resultado observou-se que houve a complexação em todos as amostras.
Para separar interferentes como sódio, cloro e bromo presentes na água de produção foi utilizado um processo de coprecipitação. O processo foi eficiente já que conseguiu precipitar os terras raras separando-os do sódio e bromo presentes na água.
Para verificar a partição do traçador com a fase oleosa e a fase aquosa foi realizado o teste de partição e em seguida calculado o coeficiente de partição ( Kao ) para todos os complexos (traçadores) em todos os testes.
Foi realizado um teste em corpo de prova para determinar os parâmetros de interação do traçador candidato com a rocha. Foram utilizados como traçador o trítio, La-EDTA e cloreto de európio. No caso do trítio, que serviu como referência para avaliação dos demais traçadores, não ocorreu retenção do traçador no interior dos poros do corpo de prova. Para o cloreto de európio e La-EDTA observou-se a ocorrência de adsorção nas superfícies internas dos poros do corpo de prova, seguida de dessorção.<br>The application of nuclear techniques to the oil industry has both scientific and economical interest due to the complexity of the questions that have to be answered and to the strong economic and strategic impact of the fuel production activity. Valuable information can be obtained employing nuclear methods. In particular, they are instrumental in describing detailed flow patterns and other features of oil reservoirs that are unattainable to other methods. Besides, the information they provide substantiate more sound decisions on actions related to the recovery of this important natural resource.
Tracer studies in oil fields are performed in a net of injection and producing wells. Thus, the use of only one tracer species would not discriminate the contributions of distinct injector wells to the response of a given production well. Hence, a multi-tracer experiment is required, and in to meet this purpose the use of activable tracers is proposed.
As additional tracers lanthanum (La) and europium (Eu) were chosen from the rare earth series due to their large neutron cross sections and availability. In order to decrease losses to the oil phase and retardation of the tracer relatively to the aqueous phase, these elements were complexed with organic chelating ligands: the polyamino-carboxylic acids EDTA, DTPA , and DOTA.
Infrared spectrometry was used to check complexation. Its results showed that complexation occurred in all the samples.
A coprecipitation process was used to eliminate interfering agents such as sodium, chlorine, and bromine present in the water. The procedure proved to be efficient since it succeeded in precipitating the rare earths, thus separating them from the sodium and bromine dissolved in the water.
In order to check the partition of the tracer between the aqueous and organic phases, tests were carried stirring the two phases together and measuring the tracer concentrations in the aqueous phase; the partition coefficient was ( Kao ) then calculated for all the combinations of the two lanthanides and three ligands.
Continuous tests pumping the tracer through reservoir rock samples were also carried. Tritiated water was used as a reference tracer and the lanthanides employed were in form of La- EDTA and EuCl3. The last two were somewhat retarded due to adsorption followed by desorption in either the rock or oil phases
30
Pereira, Thiago Jordem. "Uma nova abordagem numérica para a injeção de traçadores em reservatórios de petróleo." Universidade do Estado do Rio de Janeiro, 2008. http://www.bdtd.uerj.br/tde_busca/arquivo.php?codArquivo=768.
Full textAbstract:
Técnicas de injeção de traçadores são bastante utilizadas nos estudos de escoamentos em meios porosos heterogêneos, principalmente em problemas relacionados à simulação numérica de escoamentos miscíveis em reservatórios de petróleo e à dispersão de contaminantes em aqüíferos. Neste trabalho apresentamos novos algoritmos para a aproximação numérica do problema de injeção de traçadores. Apresentaremos desenvolvimentos recentes do método Forward Integral-Tube Tracking (FIT) que foi originalmente apresentado em Aquino et al. (2007a). O FIT é um método lagrangeano localmente conservativo utilizado na resolução de problemas de transporte linear. Este método não faz o uso de soluções de problemas de Riemann e baseia-se na construção dos tubos integrais introduzidas em Douglas Jr. et al. (2000b). Além disso, ele possui excelente eficiência computacional e é virtualmente livre de difusão numérica. Resultados numéricos são apresentados com o objetivo de comparar a precisão das soluções fornecidas por novas implementações do método FIT na resolução do problema do traçador em reservatórios de petróleo.<br>The injection of tracers are used in the investigation of flows in heterogeneous porous media, in studies related to the simulation of miscible dispacements in petroleum reservoirs and the dispersion of contaminants in aquifers. In this work we present new algorithms for the numerical approximation of tracer injection problems. We discuss recent developments of the Forward Integral-Tube Tracking (FIT) scheme which was introduced in Aquino et al. (2007a). The FIT is a locally conservative lagrangian scheme for the approximation of the linear transport problems. This scheme does not use analytic solutions of Riemann problems and is based on the construction of the integral tubes introduced in Douglas Jr. et al. (2000b). The FIT scheme is computationally very eficient and is virtually free of numerical diffusion. Numerical results are presented to compare the accuracy of the solutions provided by new implementation of the FIT scheme for the injection of tracers in petroleum reservoirs.
31
Oliveira, Arthur Reys Carvalho de. "Avaliação de métodos de seleção de anti-incrustantes fosfonatados para reservatórios de petróleo." reponame:Repositório Institucional da UFC, 2017. http://www.repositorio.ufc.br/handle/riufc/25137.
Full textAbstract:
OLIVEIRA, A. R. C. Avaliação de métodos de seleção de anti-incrustantes fosfonatados para reservatórios de petróleo. 2017. 84 f. Dissertação (Mestrado em Engenharia Química)–Centro de Tecnologia, Universidade Federal do Ceará, Fortaleza, 2017.<br>Submitted by Marlene Sousa (mmarlene@ufc.br) on 2017-08-28T13:08:04Z
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2017_dis_arcoliveira.pdf: 1465546 bytes, checksum: bf004e3a906c87b888bca67037acd25b (MD5)<br>Approved for entry into archive by Marlene Sousa (mmarlene@ufc.br) on 2017-08-28T13:12:20Z (GMT) No. of bitstreams: 1
2017_dis_arcoliveira.pdf: 1465546 bytes, checksum: bf004e3a906c87b888bca67037acd25b (MD5)<br>Made available in DSpace on 2017-08-28T13:12:21Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2017<br>To reduce the damage of scaling during oil extraction, the application of inhibitors is the most
widespread technique for such problems. Due to the complex interactions between saline
solution and inhibitors, empirical methods are used in their selection. The
most used in the oil industry are: the static, standardized of the Standard TM0374-2007 in the National
Associatio
n of Corrosion Engineers (NACE)
, and a dynamic, known as tube block test or
TBT (tube blocking test). The NACE does not correlate with actual
field performance, while
TBT enables the reproducibility of nearer operating conditions. In this study, the two methods
are tested for two antifouling based on phosphonic acids, aminotrismethylenephosphonic acid
and diethylenetriaminepentamethylenephosphon
ic acid (known as tris and penta,
respectively), in determining the minimum inhibitor concentration (MIC). We evaluated the
advantages and disadvantages of each method and its ability to discriminate the two
inhibitors. In order to deepen the understanding
of the mechanisms of interaction between
inhibitor and brine, adsorption curves were raised for the two inhibitors and we applied a
theoretical prediction model of the MIC for the dynamic method. We conclude that the
methods studied presented similar resu
lts regarding the valu
es
efficiencies of the antifouling,
indicating a better penta performance. Regarding the differences, the NACE method was
notable for its ease of execution, but it was limited because it did not consider factors such as
variations in pressure and temper
ature, indicating a minimum inhibitor concentration between
1 ppm < MIC < 3 ppm. The TBT was distinguished by incorporating variables closer to the
reservoir conditions and essential in the CaCO
3
precipitation, but presented the disadvantage
of relating de
posit formation with the dimensions and the brine composition. In this, a
minimum inhibitor concentration was found between 3 ppm < MIC < 5 ppm. These
differences are explained in terms of residence times that are much longer in the static method
(a few ho
urs) than in the dynamic method (a few minutes). The adsorption curves show a
large difference in the adsorbed amount of the inhibitors, in which the penta adsorbed ten
times more than the tris. This difference is much greater than that found in empirical
methods,
indicating that adsorption, although important, is not the predominant mechanism in the
inhibitor
-
brine interaction. Finally, the theoretical calculation of MIC was, approximately, 4,6
ppm, in agreement with the TBT test result. The theoretical mo
del also predicts WCM of 77
ppm for the most severe condition with high Ca
2+
concentration.<br>Para reduzir os
danos
envolvendo a formação de incrustação durante a extração de petróleo
,
a
aplicação de
inibidores
é a técnica mais difundida
para
tais problemas
.
Devido
às
complexas
interações entre a solução salina e os inibidores, métodos empíricos são utiliz
ados na sua
seleção. Os
mais usados na indústria do petróleo são:
o
estático
,
padro
nizado na
Norma
TM0374
-
2007
da Associação Nacional de Engenheiros de Corrosão ou NACE
(
National
Association of Corrosion Engineers
)
,
e um
dinâmico, conhecido por teste do bloqueio do tubo
ou TBT (
t
ube blocking test
)
.
O
NACE
não correlaciona
com
o desempenh
o
real obtido
em
campo
,
enquanto o TBT
pos
sibilita reproduzir condições de operaçã
o
mais próximas
.
Neste
estudo, os dois métodos sã
o testados para d
ois
anti
-
incrustantes à base de ácidos fosfônicos
,
o
ácido
aminotrismetilen
o
fosfônico
e
ácido
dietilenotria
minop
entametilenofosfônico
(conhecidos como tris e penta, respectivamente),
na determinação da
concentração mínima de
inibidor (CMI)
.
Avaliamos as vantagens e desvantagens de cada método e a sua capacidade
de
discrim
inar os dois inibidores. Para
aprofundar
a compreensão dos mecanismos
de interação
entre inibidor e salmoura
,
foram
levantad
a
s curvas de adsorção para os dois
inibidores
e
aplicamos um modelo teórico de previsão d
a CMI
para o método dinâmico.
Concluí
mos
que
os métodos estudados apresentaram
resu
ltados semelhantes quanto aos
valores das
eficiência
s
dos anti
-
incrustantes
,
apontando
um
melhor desempenho do
p
enta
. Quanto às diferenças, o
m
étodo NACE destacou
-
se pela facilidade de realização, mas
apresentou
uma limitação por
não considerar fatores com
o variações de pressão e temperatura
, indicando
uma co
ncentração
mínima de inibidor entre
1 ppm < CMI < 3 ppm
.
O
TBT
destacou
-
se por incorporar variáveis
mais próximas às condições do r
eservatório e
essenci
ais na precipitação de
CaCO
3
, mas
apresentou a des
vantagem de relacionar
a formação do depósito
com
as dimensões do tubo e a
composição das salmouras
. Neste, verificou
-
se uma co
ncentração mínima de inibidor entre
3
ppm < CMI <
5 ppm.
Esta
s diferenças encontradas
são explicadas em termos de tempos de
resid
ência que são muito mais longos no método estático (algumas horas) do que no método
dinâmico (alguns minutos).
As
curvas de
adsorção
mostram uma grande diferença na
quantidade adsorvida dos inibidores
,
em que o p
ent
a adsorve
u
dez vezes mais que o t
ris.
Es
ta
diferença é muito maior que a encontrada nos métodos empíricos
,
indicando que
a
adsorção,
apesar de importante, não é o mecanismo predominante
na interação inibidor
-
salmoura.
Por
fim, o cálculo teórico
da
CMI
foi de
, aproximadamente,
4
,6
ppm,
em ótimo
acordo com o
resultado do ensaio TBT
. O modelo teó
rico també
m
prevê
CMI de 77 ppm para
a
condição
mais severa com
alta concentração de Ca
2+.
32
Gomes, Seixas Marcela. "Otimização seqüencial aproximada aplicada a métodos de recuperação suplementar em reservatórios de petróleo." Universidade Federal de Pernambuco, 2010. https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/5447.
Full textAbstract:
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Previous issue date: 2010<br>Os métodos especiais de recuperação são empregados com o intuito de extrair parte do
óleo deixado pelos métodos convencionais, melhorando os fatores de eficiência e diminuindo
a saturação residual do óleo. A otimização de projetos que envolvem o uso desses métodos é
relevante porque define as condições ideais para viabilizar o seu emprego em um campo. A
elaboração de projetos otimizados de recuperação implica na resolução de problemas que
envolvem fenômenos complexos e de grande esforço computacional, exigindo a aplicação de
técnicas de aproximação que reduzam o custo computacional envolvido. Este trabalho utiliza
uma estratégia denominada Otimização Seqüencial Aproximada para otimizar a recuperação
do óleo em campos sintéticos, nos quais se empregam dois dos métodos de recuperação
avançada: a injeção de polímeros e a injeção de CO2. Nos casos de injeção de polímeros, as
variáveis de projeto são o início e a duração dos bancos de injeção de polímeros e a função
objetivo é a diferença entre os valores presentes líquidos (VPL) do caso base, que usa a
injeção de água sem adição de polímeros, e do caso com injeção otimizada de polímeros. Já
nos casos de injeção de CO2, as variáveis são as vazões de injeção e a função objetivo é o
VPL da operação. O comportamento físico do reservatório em função da aplicação otimizada
dos métodos especiais de recuperação, bem como o desempenho computacional da estratégia
de otimização empregada são analisados e discutidos
33
Camara, Paulo Sergio. "Caracterização de reservatorios com tecnicas de otimização combinatorial." [s.n.], 1992. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/287458.
Full textAbstract:
Orientador: Armando Zaupa Remacre<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Instituto de Geociencias<br>Made available in DSpace on 2018-07-19T10:49:29Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 1992<br>Resumo: A modelagem estocástica vem recebendo interesse crescente na indústria do petróleo, consolidando-se como ferramenta cada vez mais rotineira na elaboração de planos de explotação em reservatórios produtores. Técnicas de otimização combinatorial, como o "simulated annealing", permitem gerar modelos equiprováveis de variáveis do reservatório, reproduzindo a princípio qualquer característica que possa ser expressa como uma função objetivo, além do histograma e variograma, que podem ser honrados com os métodos tradicionais da geoestatística. Nesta dissertação, a capacidade do algoritmo de "annealing" em aproveitar informações geológicas e de produção (testes de formação), diminuindo as incertezas dos modelos gerados é revista. Conclusões de trabalhos recentes (Pérez, 1991; Deutsch, 1992) são confirmadas e extendidas para casos mais abrangentes. Um algoritmo recentemente desenvolvido, denominado evolução estocástica, é introduzido na modelagem probabilística, sendo comparado com o "simulated annealing" em termos de tempo de execução e capacidade de reproduzir características com niveis de complexidade diversos, em problemas de diferentes dimensões. A qualidade dos modelos simulados também é analisada com alguns critérios apresentados (tempos, tolerâncias, coeficiente de correlação entre as imagens simulada e real e comportamentos de fluxo). É verificada a capacidade dos algoritmos em simular seções verticais de reservatórios com diferentes niveis de informação. São analisados o efeito da inclusão do variograma global, de variogramas e médias de regiões do reservatório e finalmente, aproximações da permeabilidade equivalente obtidas de testes de formação por dois métodos existentes<br>Abstract: Stochastic modeling has received increasing attention in the oil industry, being established as a ordinary tool for helping the elaboration of development plans in producing reservoirs. Combinatorial optimization techniques, such as simulated annealing, allow to produce equiprobable models of reservoir variables, reproducing a priori any characteristic that can be stated as an objective function, besides the histogram and the variogram, which can be honored with traditional geostatistics methods. In this thesis, the ability of the simulated annealing algorithm to incorporate geological and production (well test) data, reducing uncertainties in simulated models is reviewed. Recent works resuIts (Pérez, 199] j Deutsch, ]992) are reinforced and extended for a wider range of properties. Stochastic evolution, a newly developed algorithm, is introduced in probabilistic modeling. A comparison between this technique and annealing is performed, taking into account computing times and capacity of reproducing several complexity levels characteristics for different size problems. The quality of simulated models is also studied using some cri teria, such as CPU time, tolerances, correlation coefficients between simulated and real images, and flow performance. The algorithms ability for generating reservoir vertical cross sections with several constraining information levels is verified. The effect of inc1uding global (whole reservoir) variogram, local variograms, local averages and well test derived permeability with two approximations methods is analyzed.<br>Mestrado<br>Geoengenharia de Reservatorios<br>Mestre em Geociências
34
Santos, Carmo de Covas. "Modelo para analise de deslocamento miscivel no meio poroso usando a teoria dos canais de fluxo." [s.n.], 1998. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263365.
Full textAbstract:
Orientadores: Antonio Claudio de França Correa, Maria Cristina de Castro Cunha<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica<br>Made available in DSpace on 2018-07-28T23:54:48Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 1998<br>Resumo: Este trabalho apresenta um modelo para análise de deslocamento miscível a dois componentes, em uma única fase, considerando reservatórios homogêneo e heterogêneo, e mobilidade total constante (M =1). Os canais de fluxo são gerados a partir da solução da equação diferencial parcial da Função Corrente. A discretização desta equação resulta num sistema matricial pentadiagonal, o qual é resolvido utilizando-se o método iterativo do Gradiente Conjugado com Precondicionador Diagonal. A Equação de Difusão-Convecção é definida para um canal de fluxo genérico e discretizada pelo método das diferenças finitas. A solução desta
equação é então aplicada para os canais de fluxo calculados a partir da função corrente. O tratamento numérico da Equação de Difusão-Convecção usando o método de ponderação a montante estabiliza a solução, porém introduz erros de dispersão numérica. Uma modificação do esquema de Diminuição das Variações Totais (TVD) de segunda ordem, descrito para equações hiperbólicas, é utilizado para produzir soluções de melhor resolução. O Simulador numérico é validado com base no trabalho de Abaszadeh-Deghani e Brigham, 1982. Modelos heterogêneos são simulados para mostrar a influência da variação da permeabilidade no comportamento das
linhas de fluxo e na totalização das concentrações no poço produtor<br>Abstract: This work describes a model for the analysis of a two-components, single phase miscible displacement, considering both homogeneous and heterogeneous reservoirs, and constant total mobility (M =1). The streamtubes are computed from the solution of the partial differential equation of the Stream Function. The discretization of such equation results in a pentadiagonal matrix system, which is solved using the Conjugate Gradient methods with Diagonal Preconditioning. The Diffusion-Convection Equation is solved for each streamtube, using the finite-difference method. The numerical treatment of the Diffusion-Convection Equation using
upstream weithging method stabilizes the solution, but it introduces numerical dispersion. A modification of the methods of Total Variation Diminishing (TVD) of second order, described for hyperbolic equations, is used to produce solutions of better resolution. The numerical solution is validated againstthe work of Abaszadeh-Deghani and Brigham, 1982. Heterogeneous systems are simulated to show the infIuence of the penneability variations in the behavior of the streamtubes, and in the computation of the concentrations in the producing well<br>Mestrado<br>Mestre em Engenharia de Petróleo
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Vale, Bruno Terêncio do. "Implementação do modelo de fratura discreta na simulação de reservatórios naturalmente fraturados utilizando o método de volumes finitos baseado em elementos (ebFVM)." reponame:Repositório Institucional da UFSC, 2014. https://repositorio.ufsc.br/xmlui/handle/123456789/135976.
Full textAbstract:
Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2014.<br>Made available in DSpace on 2015-11-03T03:02:27Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2014<br>Uma quantidade expressiva das reservas mundiais de gás e óleo são formações naturalmente fraturadas. As fraturas encontradas nestas regiões interferem de forma efetiva na permeabilidade do meio, servindo muitas vezes como via primária de locomoção do fluido, o que pode ocasionar por exemplo a diminuição do tempo de vida útil do poço produtor. De modo a prever de forma coerente o escoamento em meios fraturados, diversos modelos para sua representação foramdesenvolvidos ao longo das últimas cinco décadas. Atualmente, os modelos com maior aplicação na indústria de petróleo e gás são os de dupla porosidade ou de dupla permeabilidade. Estes aplicam, contudo, simplificações geométricas que, frente à complexidade da rede de fraturas observada em análises de campo, podem afetar de forma relevante a precisão dos resultados. Para sanar esta dificuldade, o modelo de fratura discreta apresenta-se como uma boa alternativa. Nesta dissertação, simula-se o escoamento bidimensional bifásico imiscível óleo-água, incompressível e isotérmico, com ou sem pressão capilar, para reservatórios naturalmente fraturados utilizando o modelo de fratura discreta, de modo a analisar as características geométricas inerentes desta metodologia. Para isto, faz-se uso da biblioteca
computacional desenvolvida pelo Laboratório de Simulação Numérica emMecânica dos Fluidos e Transferência de Calor (SINMEC/UFSC) chamada EFVLib. Esta biblioteca possui todos os elementos geométricos e numéricos para implementar algoritmos empregando o método de volumes finitos baseado em elementos (EbFVM), possibilitando o uso de malhas não-estruturadas para melhor representação das fraturas. Aproveitando a generalidade do modelo de fratura discreta, discute-se ainda a aplicação dessa metodologia para representação do fraturamento hidráulico nas proximidades dos poços.<br><br>Abstract : A large amount of the gas and oil resides in naturally fractured reservoirs. In these regions, the fractures interfere effectively with the permeability of the medium, often serving as the fluid main locomotion path, which may cause, for instance, a reduction of the useful life of the production well. In order to correctly forecast the fluid flow in fractured media, many models have been developed in the last five decades. Nowadays, either the double-porosity or the double-permeability models are the most used in the petroleum and gas petroleum industry. However, these models apply geometrical simplifications to the complex fracture network, which may affect significantly the precision of the results. To deal with this problem, the discrete fracture model could be a suitable alternative. In this work, a bidimensional, isothermal, incompressible, two-phase immiscible water-oil flow will be simulated using the discrete fracture model in naturally fractured reservoirs, with or without capillary pressure, in order to analyze the geometric characteristics inherent to the formulation. To achieve this aim, EFVLib will be used; it consists in a computational library developed by the Computational Fluid Dynamics Laboratory (SINMEC-UFSC). This library has all the geometrical and numerical elements to implement algorithms using the element based finite volume method (EbFVM), allowing the application of unstructured meshes to reproduce the fractures with more fidelity. Taking advantage of the generality of the discrete fracture model, the application of this methodology to represent the hydraulic fracturing in the surroundings of the well will be discussed.
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Carvalho, Marcos Henrique de. "Simulação do impacto da disponibilidade de sistemas no retorno econômico e produção de petróleo." [s.n.], 2011. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/265474.
Full textAbstract:
Orientadores: Denis José Schiozer, Gabriel Alves da Costa Lima<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecânica e Instituto de Geociências<br>Made available in DSpace on 2018-08-19T18:25:23Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2011<br>Resumo: A simulação de reservatório é a base para as previsões de produção, dimensionamento de equipamentos de superfície e planejamento de atividades de produção. É uma ferramenta para elaborar a estratégia de produção que gera curvas de previsão de produção de petróleo. No entanto, mesmo sem considerar incertezas geológicas e econômicas, na prática, tal curva de produção pode apresentar baixa probabilidade de ser verificada, uma vez que a disponibilidade operacional dos sistemas físicos é uma variável incerta com valor abaixo de 100%. Então, o resultado final depende de: estratégia de produção, das incertezas presentes no modelo e da confiabilidade dos sistemas (equipamentos); este último item é o foco deste trabalho. O objetivo principal deste trabalho é verificar a importância e a influência de um estudo da análise da confiabilidade dos sistemas de produção integrada com a simulação do reservatório, a fim de verificar o impacto sobre a produção de petróleo e sobre o valor presente líquido. Sendo assim, além da opção no simulador disponível para incluir, de forma simplificada, as informações de confiabilidade dos sistemas, por meio de um índice de disponibilidade média constante, foi desenvolvido um algoritmo que trata o fechamento e restabelecimento dos sistemas de forma probabilística, a fim de a operação ser tratada em um cenário mais realista. A metodologia proposta é aplicada a um campo de petróleo com óleo leve e a um campo de petróleo com óleo pesado. Com os resultados, conclui-se que, quando as informações de confiabilidade são inseridas no simulador de forma dinâmica, a produção acumulada de óleo leve não apresenta uma diferença significativa quando comparada com o caso em que as informações de confiabilidade dos sistemas não são consideradas. Por outro lado, para o campo de óleo pesado, apesar de a média também não ter apresentado diferença significativa, observa-se uma alta variação na produção de óleo. Em ambos os campos ocorre um atraso na produção, afetando o fluxo de caixa, resultando em diferenças significativas no VPL<br>Abstract: The reservoir simulation is the basis for the forecasts of production, dimensioning of surface equipments and the planning of activities related to production. Therefore, a production strategy which generates oil and gas production curves over the operational lifetime. However, even without considering geological and economic uncertainties, in practice, this curve presents low probability of being verified, since the operational availability of the production systems is an uncertain variable with value below 100%. Then, the final result depends on: production strategy, uncertainties present in the model and the reliability of the systems (equipments), which is the focus of this paper. The main objective of this work is to verify the importance and influence of a study of the analysis of the reliability of the production systems integrated to the reservoir simulation, in order to verify the impact on the oil production and on the net present value. Thus, besides de option in the simulator available for including, in a simplified way, the information of reliability of the systems, through an index of availability constant, it was developed an algorithm that treats the shutting and restore of the systems in a probabilistic way, in order to them be treated in a more realistic operation scenario. The proposed methodology is applied to a light oil field and a heavy oil field. With the results, it is concluded that, when the reliability information are inserted in the simulator in a dynamic way, the cumulative production of light oil does not present a significant difference when compared to the case where the reliability information of the systems are not considered. On the other hand, the heavy oil Field, despite the mean also does not present a significant difference, it is noted a high variation in the production figures. However, for both fields occurs a delay in production, affecting the cash flow resulting in significant differences in NPV<br>Mestrado<br>Reservatórios e Gestão<br>Mestre em Ciências e Engenharia de Petróleo
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Carvalho, Paulo Roberto Moura de. "Modelagem faciológica de reservatórios petrolíferos de morfologia intrincada com geoestatística multiponto." reponame:Biblioteca Digital de Teses e Dissertações da UFRGS, 2015. http://hdl.handle.net/10183/141953.
Full textAbstract:
O amadurecimento, declínio e exaustão dos reservatórios petrolíferos comuns têm forçado a expansão das fronteiras exploratórias na indústria do petróleo em direção a projetos com contextos geológicos desafiadores ao mesmo tempo em que a economia torna-se cada vez mais marginal. Um dos desafios é mapear os tipos de rocha, ou fácies, de corpos geológicos compostos por elementos de geometria complexa dos reservatórios que deverão suprir a cada vez crescente demanda pela commodity. Um dos empregos do mapa de fácies é ser uma das entradas da simulação de fluxo, que subsidia relevantes estudos e tomadas de decisão durante o desenvolvimento do campo de petróleo, como por exemplo a otimização da quantidade e posição dos poços produtores e injetores. Um aspecto importante nas simulações de fluxo é como corpos geológicos com características permoporosas diferentes estão conectados entre si. Porém, como obter o mapa desses corpos intricados em face da incerteza proporcionada pelos dados esparsos de poços e de levantamentos sísmicos com resolução não muito menor do que os corpos que se pretende modelar? Este trabalho tem por objetivo responder essa questão avaliando a geoestatística multiponto para gerar, a partir dos dados disponíveis na fase exploratória, mapas equiprováveis de fácies de litotipos de um reservatório de petróleo. Foi empregado o algoritmo conhecido por SNESIM para executar simulações condicionadas a dados como perfis de poços, interpretações geológicas e levantamentos sísmicos, onde a forma dos elementos arquiteturais (ex.: canais distributários) foi reproduzida. Foram também apresentados e aplicados diversos controles de qualidade sobre as realizações e os resultados julgados satisfatórios. Este trabalho conclui que a geoestatística multiponto aproxima mais a modelagem geoestatística das geociências assim como acrescenta reprodução de geometrias e relações espaciais entre as fácies à capacidade de condicionamento aos dados das técnicas mais tradicionais.<br>The maturing, declining and exhaustion of common hydrocarbon reservoirs started to push the exploratory edge in industry towards projects within challenging geological contexts while economy turns more marginal. One such challenge is to map rock types, or facies, of geological bodies composed by elements of complex geometry in reservoirs due to supply the ever growing demand for the commodity. One application of a lithotype map is to serve as an input to the flow simulation, which subsidizes relevant studies and decision making during the oil field development, for instance, optimizing the number and position of producer and injector wells. One important aspect of flow simulations is how geological bodies with different permo-porosity characteristics are connected with each other. However, how to obtain the map of such intricate bodies in the presence of uncertainty emerged from sparse well data and seismic surveys with resolution not much smaller than the bodies to model? This work aims at answering this question by evaluating multiple-point geostatistics to generate, from data available at exploration phase, equiprobable lithotype maps of a hydrocarbon reservoir. An algorithm known as SNESIM was used to run simulations conditioned to data such as well logs, geological interpretation and seismic surveys, where the shapes of architectural elements (e.g.: distributary channels) were reproduced. Several quality controls were also presented and applied on the realizations and the results were deemed satisfactory. This work concludes that multiple-point geostatistics brings the geostatistical modeling closer to the geosciences as well as adds geometry reproduction and spatial relations between facies to the data conditioning capabilities of the more traditional simulation techniques.
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Felipe, Barbosa de Oliveira Diego. "Técnicas de otimização da produção para reservatórios de petróleo: abordagens sem uso de derivadas para alocação dinâmica das vazões de produção e injeção." Universidade Federal de Pernambuco, 2011. https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/5601.
Full textAbstract:
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Previous issue date: 2011<br>A atividade de Engenharia de Petróleo se vê cotidianamente envolvida numa série de
problemas de otimização em variados contextos. Em todas as etapas da cadeia de
trabalho da indústria de óleo e gás é possível dedicar-se a problemas que necessitam
de otimização, em maior ou menor escala, com maior ou menor complexidade.
Dentro da Engenharia de Reservatório, há um grande interesse ligado à Otimização
Dinâmica das Vazões de Produção e Injeção dos poços, considerando restrições das
vazões totais da plataforma. Esse problema tem sido muito menos abordado do que
outros temas correlatos, como otimização da locação de poços ou das instalações de
superfície.
Foram estudados algoritmos sem uso da informação das derivadas da função objetivo
ou restrições com a aplicação de modelos completos de simulação numérica de
reservatórios, intensivos em computação, na busca de respostas quantitativas que levem
em consideração todos os fenômenos importantes para o escoamento. Os algoritmos
utilizados foram o de Nelder-Mead (Simplex), o de Busca Direta em Padrões (Pattern
Search), o Derivative Free Optimization de Conn et al e o Algoritmo Genético.
Os estudos foram aplicados a dois casos de características distintas. O primeiro caso
apresenta características bem simples e de fácil controle. O outro caso de aplicação é
um modelo sintético com propriedades bem realistas com a presença de canais de alta
permeabilidade em meio a regiões de baixa transmissibilidade.
Os resultados demonstram a relevância desse problema, com ganhos de até 22% no
valor presente líquido (VPL) da solução melhorada em relação a algumas práticas em
uso para o gerenciamento dos campos. Entretanto, o custo computacional para isso é
bastante elevado.
Foi observada a homogeneização da frente de avanço da saturação de água nas
melhores soluções encontradas, condizendo com indicações teóricas a esse respeito.
O algoritmo de melhor desempenho foi o Derivative Free Optimization, que obteve
resultados expressivos na função objetivo com um número de simulações bastante inferior
aos demais
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ASSIS, G. J. A. "Análise Estatística de Correlações de Propriedades PVT de Petróleos." Universidade Federal do Espírito Santo, 2008. http://repositorio.ufes.br/handle/10/4127.
Full textAbstract:
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Previous issue date: 2008-10-08<br>Uma estimação precisa do comportamento do reservatório é necessária para a avaliação das reservas de hidrocarbonetos, previsão de desempenho futuro desenvolvimento das instalações de produção e planejamento de métodos eficazes de recuperação de óleo. No entanto, a medição de todas as propriedades do petróleo durante a operação de um poço exploratório é inviável por causa do tempo demandado para a completa caracterização. O problema é contornado com a medição de algumas propriedades, a partir das quais se estimam outras. Com esta finalidade diversos modelos foram desenvolvidos nos últimos anos para relacionar, de forma eficiente, as propriedades do fluido do reservatório como, por exemplo, fator volume de formação, razão de solubilidade, pressão de saturação, temperatura, grau API, densidade etc. Estes modelos são conhecidos na literatura e indústria como correlações PVT, dentre as quais as mais conhecidas são de Standing, Glaso e Vazquez-Beggs. Diversas modificações dessas correlações têm sido introduzidas nos últimos anos por De Ghetto, Al Marroun, Petrosky, dentre outros. Neste trabalho apresentamos, com aplicação de um ferramental estatístico adequado, uma análise destas das correlações PVT que estimam a pressão de saturação propostas por Standing, Glaso e Vazquez-Beggs. Os dados experimentais utilizados são os apresentados por De Ghetto et al. (1995).
Palavras chaves: Correlações, Propriedades PVT, Reservatórios de Petróleo.
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Soprano, Arthur Besen. "Estudo e implementação de um modelo composicional para a simulação de reservatórios de petróleo." reponame:Repositório Institucional da UFSC, 2013. https://repositorio.ufsc.br/xmlui/handle/123456789/122822.
Full textAbstract:
Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2013.<br>Made available in DSpace on 2014-08-06T17:25:31Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 2013<br>Este trabalho apresenta o estudo e a implementação de um modelo composicional para a simulação do escoamento isotérmico em reservatórios de petróleo com malhas não-estruturadas e utilizando o método dos volumes finitos baseado em elementos (EbFVM). O modelo utilizado consiste em uma formulação totalmente implícita com a solução simultânea das equações de conservação e das equações de equilíbrio químico pelo método de Newton-Raphson. O modelo considera reservatórios com propriedades heterogêneas e anisotrópicas, efeitos da pressão capilar e gravitacionais, entre outros fatores físicos relevantes. A formulação assume um número arbitrário de componentes, distribuídos nas fases óleo e gás, além do componente água presente apenas na fase água. Trata-se portanto de um modelo trifásico, mas com solução do equilíbrio químico apenas nas fases óleo e gás. No modelo, são feitos cálculos de flash e teste de estabilidade baseado na minimização da energia livre de Gibbs utilizando métodos de solução mais avançados e robustos, combinando o método de Newton-Raphson com o procedimento de substituições sucessivas. Para validação do modelo, os resultados são comparados com os de simuladores composicional e black oil comerciais apresentando boa concordância. A implementação do modelo e de todos os módulos numéricos utilizados no trabalho foi feita através de uma programação avançada em C++, permitindo a reutilização do código para solução de problemas termodinâmicos multicomponentes, que exigem a utilização de uma equação de estado cúbica. Para exemplificar esta característica do código, um procedimento para calcular propriedades do modelo black oil a partir de uma análise composicional também é apresentada. <br><br>Abstract : This dissertation presents the study and implementation of a compositional model for the simulation of the isothermal flow in oil reservoirs with unstructured meshes using the element-based finite volume method (EbFVM). The model consists of a fully implicit formulation with a fully coupled solution of mass balance and chemical equilibrium equations using the Newton-Raphson method. The model considers reservoirs with heterogeneous and anisotropic properties, effects of capillary pressure and gravity, among other relevant physical factors. The formulation assumes an arbitrary number of components distributed in the oil and gas phases,
and the component water is present only in the water phase. It is therefore a three-phase model but with the chemical equilibrium being solved only in oil and gas phases. In the model, flash calculations and the stability test based on the minimization of Gibbs free energy are solved using a more advanced and robust procedure, combining the Newton-Raphson method with a successive substitution procedure. To validate the model, comparisons are made with the results obtained with comercial compositional and black oil simulators and the results showed good agreement. The implementation of the model and all the numerical modules used in this work were done with advanced programming techniques in C++, allowing code reuse for solving multicomponent thermodynamic problems, which require the use of a cubic equation of state. To illustrate this feature of the code, a procedure for calculating black oil model properties from a compositional analysis is also presented.
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Oliveira, Leonardo Mendonça Tenório de Magalhães. "Modelagem e simulação da recuperação secundária em reservatórios de petróleo utilizando configuração Five-Spots." Universidade Federal de Alagoas, 2015. http://www.repositorio.ufal.br/handle/riufal/1215.
Full textAbstract:
The decline of oil reserves has been observed in recent years and generates interest in developing new technologies that can make the most of existing wells and reservoirs in order to increase oil recovery. For this purpose, methods and enhanced secondary recovery of oil are used, which consist of injecting fluids targeting a certain pressure increase in the tank or changes in physical properties of oil to a larger and more efficient production. The method of secondary recovery that stands out, and the most common is the water injection. This method has proved effective for recovery of heavy oil, though the challenge of the pre-salt environment has promoted further research aimed at removing light oils. This study, then, aims to make the fluid dynamics simulation of a reservoir of oil quadratic dimensions of 80.4 mx 80.4 mx 20 m with injection model five spots (five points) using as guns fluids primarily water and later natural gas and hot water, to observe the evolution of their volume fractions inside the shell, its oil recovery factor, recovery efficiency as a whole and a qualitative analysis of useful life of the producing wells. The developed model is based on two-phase oilwater model and the simulations were carried out in commercial fluid dynamic packet ICEM CFD and ANSYS CFX 13.0 respectively. Thus, a greater than 65% recovery factor for the process of injection water was observed and an overall efficiency of 38% recovery, allowing the case to the oil basins of the pre-salt. Other methods enabled to validate the model because the profiles and characteristics found are plausible and phenomenologically similar to those in the literature.<br>O declínio das reservas petrolíferas vem sendo observado nos últimos anos e gera interesse no desenvolvimento de novas tecnologias capazes de aproveitar ao máximo os poços e reservatórios existentes de modo a elevar a recuperação de óleo. Para tanto, são utilizados métodos de recuperação secundária e avançada de petróleo, que consistem em se injetar determinados fluidos visando um aumento do diferencial de pressão no reservatório ou modificações nas propriedades físicas do óleo para uma produção maior e mais eficiente. O método de recuperação secundária que mais se destaca, e também o mais comum é a injeção de água. Tal método já se mostrou eficiente para recuperação de óleos pesados, entretanto o desafio do ambiente pré-sal tem promovido novas pesquisas voltadas para a remoção de óleos leves. O presente trabalho, então, tem como objetivo fazer a simulação fluidodinâmica de um reservatório de petróleo de dimensões quadráticas de 80,4 m x 80,4 m x 20 m com modelo de injeção five spots (cinco pontos) utilizando como fluidos injetores primeiramente a água e posteriormente o gás natural e água quente, para observar a evolução de suas frações volumétricas no interior do reservatório, seu fator de recuperação de óleo, a eficiência da recuperação como um todo e uma análise qualitativa de tempo de vida útil dos poços produtores. A modelagem desenvolvida baseou-se no modelo Água-Óleo bifásico e as simulações foram desenvolvidas nos pacotes fluidodinâmicos comerciais ICEM CFD e ANSYS CFX 13.0 respectivamente. Desse modo, foi constatado um fator de recuperação acima de 65% para o processo de injeção de água, bem como uma eficiência total de recuperação de 38%, viabilizando o processo para o óleo de bacias do pré-sal. Os outros métodos permitiram a validação da modelagem uma vez que os perfis e características encontrados foram fenomenologicamente plausíveis e similares àqueles da literatura.
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Alvarez, Nuno Miguel Carriço Melgado. "Caracterização da industria petrolifera e do georrecurso petróleo." Master's thesis, FCT - UNL, 2009. http://hdl.handle.net/10362/3365.
Full textAbstract:
Dissertação apresentada à Faculdade de Ciências e Tecnologia da Universidade Nova de Lisboa para obtenção do grau de Mestre em Engenharia Geológica (Georrecursos)<br>Pretende-se com este trabalho proceder a uma análise Transversal da Indústria Petrolífera, desde a sua história mais antiga até aos dias de hoje, referindo-se sempre que oportuno os problemas que atravessa actualmente.
O texto está estruturado em cinco secções principais.
Na primeira secção faz-se uma abordagem histórica ao petróleo como Georrecurso, e
referem-se os marcos históricos que de alguma forma coincidiram com mudanças na indústria.
Na segunda secção faz-se uma análise intrínseca dos hidrocarbonetos, referindo-se a aspectos químicos e geológicos.
A terceira, quarta e quintas secções fazem a descrição da indústria petrolífera, e dos
aspectos a ela associados, segundo a linha de divisão que é utilizada pela indústria:
Upstream, Midstream e Downstream, significando a primeira o sector da exploração e produção, e a segunda e terceiras, todos os sectores relacionados com o armazenamento, transporte, refinação e comercialização de produtos refinados.
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ROCHA, Ana Cristina Brandão da. "A Geoestatística aplicada à avaliação e caracterização de reservatórios petrolíferos." Universidade Federal de Campina Grande, 2005. http://dspace.sti.ufcg.edu.br:8080/jspui/handle/riufcg/1115.
Full textAbstract:
Submitted by Johnny Rodrigues (johnnyrodrigues@ufcg.edu.br) on 2018-07-06T13:30:59Z
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ANA CRISTINA BRANDÃO DA ROCHA - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2005..pdf: 1006739 bytes, checksum: 4e04fdbb6a647fde919b61cabb001e1d (MD5)<br>Made available in DSpace on 2018-07-06T13:30:59Z (GMT). No. of bitstreams: 1
ANA CRISTINA BRANDÃO DA ROCHA - DISSERTAÇÃO PPGMAT 2005..pdf: 1006739 bytes, checksum: 4e04fdbb6a647fde919b61cabb001e1d (MD5)
Previous issue date: 2005-10<br>A preocupação em identificar os parâmetros do reservatório que mais interferem
no escoamento de fluidos e modelá-los numa escala compatível com o estudo de simulação de fluxo é antiga. Desde a década de 70 sentiu-se a necessidade de descrever
adequadamente esses parâmetros e vários modelos e escalas de heterogeneidade foram
propostos com o objetivo de defini-las, como também de definir as incertezas inerentes
ao conhecimento do reservatório. Dentre as técnicas de obtenção de dados, na fase
de perfuração de um poço, podemos destacar a perfilagem, pelo seu baixo custo em
relação às demais técnicas. Por meio dela, é obtida uma série de dados dos poços,
chamados perfis, cuja interpretação permite uma avaliação da formação geológica em
estudo, ou seja, da jazida petrolífera. A geoestatística enfatiza o contexto geológico em
que os dados foram obtidos, a relação espacial entre esses dados e os valores medidos
em diferentes suportes volumétricos e graus de precisão. Modelos da geoestatística
baseiam-se, em parte, na teoria das probabilidades, reconhecendo e incorporando as
incertezas advindas do processo de obtenção dos dados. A modelagem torna-se uma
ferramenta importante, pois permite simular as regiões de onde se possui pouco ou
nenhum conhecimento.<br>The concern in identifying the parameters of the reservoir that are relevant in
fluid draining and shape them in a compatible scale with the study of flow simulation
is old. Since 70 years it was felt necessity to describe adequately these parameters
and some models and scales of heterogeneity had been considered with the objective
to define heterogeneities, as also the uncertainties inherent to the knowledge of the
reservoir. Among the sampling techniques in the well perforation stage, we can detach
the logging, because its low cost in relation to others techniques. Through it, are
gotten a series of data about the well, called profiles, whose interpretation allows an
evaluation of the geologic formation in study. The geostatistic emphasizes the geologic
context where the data had been gotten, the spatial relation among these data and
the values measured in different volumetric supports and precision degrees. Models
of geostatistic are based, in part, in probability theory, recognizing and incorporating
the happened uncertainties of the process of attainment of the data. The modeling
becomes an important tool, therefore it allows to simulate the regions where little or
any information is available.
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Limaverde, Filho José Oniram de Aquino. "Aplicação de controle não-linear para veículos marítimos e produção de petróleo." reponame:Repositório Institucional da UnB, 2014. http://repositorio.unb.br/handle/10482/17293.
Full textAbstract:
Dissertação (mestrado)—Universidade de Brasília, Faculdade de Tecnologia, Pós-Graduação em Sistemas Mecatrônicos, Departamento de Engenharia Mecânica, 2014.<br>Submitted by Larissa Stefane Vieira Rodrigues (larissarodrigues@bce.unb.br) on 2014-12-05T12:48:45Z
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2014_JoséOniramDeAquinoLimaverdeFilho.pdf: 26929737 bytes, checksum: 5057616614f3a401694ad33d19b06a90 (MD5)<br>Made available in DSpace on 2014-12-09T18:54:28Z (GMT). No. of bitstreams: 1
2014_JoséOniramDeAquinoLimaverdeFilho.pdf: 26929737 bytes, checksum: 5057616614f3a401694ad33d19b06a90 (MD5)<br>O desenvolvimento de sistemas de controle vem abrangendo cada vez mais diferentes operações em campos de petróleo a fim de contornar os desafios recentes da indústria petrolífera. Nesta dissertação, uma abordagem de controle não-linear baseada na teoria de planicidade diferencial é apresentada em torno de questões práticas relacionadas ao posicionamento dinâmico de veículos marítimos e ao problema de otimização de produção em reservatórios sujeitos ao fenômeno do cone de água ou de gás. Dentro desse contexto, dois principais problemas na área de controle são discutidos: planejamento de trajetória e rastreamento de trajetória. A partir da noção de sistemas diferencialmente planos, esses problemas podem ser definidos em relação a um sistema linear controlável equivalente na forma canônica de Brunovsky, reduzindo os esforços no desenvolvimento da lei de controle ao se comparar a técnicas tradicionais da teoria de controle não-linear. Adicionalmente, como essa propriedade não é verificada em todos os sistemas dinâmicos abordados nesse manuscrito, conceitos de sistemas liouvilianos e de entradas planas são apresentados com o objetivo de adaptar sistemas não-diferencialmente planos de tal forma que estratégias de controle baseadas na planicidade diferencial possam ser utilizadas. A partir da modelagem matemática existente na literatura e da teoria de planicidade diferencial, esse trabalho descreve o projeto de controladores de rastreamento de trajetória para os seguintes sistemas: navio de superfície, veículo subaquático autônomo e o comportamento dinâmico da superfície livre em reservatórios sujeitos ao fenômeno do cone 2D. Para um conjunto de trajetórias de referência, os resultados obtidos através de simulações numéricas e testes experimentais avaliam a performance dos controladores mesmo na presença de perturbações externas. _______________________________________________________________________________________ ABSTRACT<br>Control design is increasingly encompassing different operations in oil fields aiming to circumvent the recent challenges in oil and gas industry. In this work, a nonlinear control approach based on differential flatness theory is presented around practical issues concerning dynamic positioning of marine vehicles and optimization of oil production in reservoir subject to the phenomenon of water and gas coning. Within this context, two main problems in control theory are discussed here: motion planning and trajectory tracking. From the notion of differentially flat systems, these problems can be defined in relation to an equivalent controllable linear system in Brunovsky canonical form, reducing efforts on control law design over traditional techniques of nonlinear control theory. Additionally, as this property is not verified in all dynamic systems addressed in this manuscript, concepts of liouvillian systems and flat inputs are presented in order to adapt non-differentially flat systems so that control strategies based on differential flatness can be used. Based on the mathematical modeling from the existing literature and differential flatness theory, this manuscript describes the trajectory tracking control design for the following nonlinear systems: surface vessels, autonomous underwater vehicle and dynamic behavior of the free surface in reservoirs subject to the phenomenon of 2D cone. For a set of reference trajectories, the results obtained from numerical simulations and experimental tests evaluate the control performance, including in the presence of external disturbances.
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SANTOS, Érico Almeida. "Estudo de casos utilizando o método dos elementos finitos para simulação de reservatórios de petróleo." Universidade Federal de Pernambuco, 2002. https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/5841.
Full textAbstract:
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Previous issue date: 2002<br>A simulação de reservatórios de petróleo é a principal forma de descrever
quantitativamente o fluxo multifásico em um reservatório heterogêneo com
um esquema de produção determinado não somente pelas propriedades do
reservatório, mas também pela demanda do mercado, estratégias de
investimento e regulamentações governamentais (MATTAX, 1990). Neste
sentido, a simulação como ferramenta de previsão vem se tornando padrão
na indústria do petróleo devido principalmente ao avanço da capacidade
operacional dos computadores; das técnicas numéricas para resolução de
equações diferenciais parciais; das técnicas de caracterização dos
reservatórios e na generalização dos simuladores que podem modelar casos
reais de campo bem como considerar técnicas avançadas de recuperação. O
objetivo deste trabalho é avaliar o desempenho do código computacional
CODE_BRIGHT (OLIVELLA et al., 1996a) para simular, nos casos
apresentados, a recuperação secundária de petróleo através da injeção de
água. Para tal foram utilizados um modelo unidimensional, com solução
analítica conhecida (BUCKLEY & LEVERETT, 1942), modelos bidimensionais
admitindo heterogeneidades no reservatório e o afloramento de Barreiras
do Boqueirão, considerado um análogo de reservatório. Para avaliar o
desempenho numérico do CODE_BRIGHT foi utilizado o IMEX, programa em
diferenças finitas amplamente utilizado e difundido na Engenharia de
Petróleo. Os resultados obtidos apresentaram boa concordância com a
solução analítica e com o IMEX, para o caso unidimensional e um bom
desempenho do código perante os problemas propostos nos casos
bidimensionais e no análogo, indicando desta forma, sua aplicabilidade para
problemas de engenharia de reservatórios
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Aquino, Carlos Guilherme Silva de. "Abordagem estocastica para estimativa de volume de hidrocarboneto usando dados sismicos." [s.n.], 1991. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263803.
Full textAbstract:
Orientador: Armando Zaupa Remacre<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica<br>Made available in DSpace on 2018-07-19T19:17:20Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 1991<br>Resumo: Este trabalho aborda uma das etapas fundamentais da estimativa de reservas, que é a estimativa de volume de hidrocarboneto do reservatório, inferindo-o desde a fase exploratória até o seu completo desenvolvimento. Ressalta, também, a importância dos dados sísmicos para esta estimativa, particularmente quando o reservatório atinge seu pleno desenvolvimento com poucos poços, típico de campos petrolíferos localizados o mar. A dissertação Apresenta como caso prático um reservatório da Plataforma Continental brasileira. o modelo estocástico utilizado baseia-se nas funções aleatórias gaussianas aplicadas às variáveis de amplitude sísmica, espessura e topo estrutural do reservatório. Aplica-se Ao modelo asimulação condicional geoestatística, usando os algoritmos das médias móveis bandas rotativas (turninq-bands)<br>Abstract: This work approaches one of fundamental steps of the reserva estimation, namely, the oil in place volume calculation, from the explorarory stage to the complete development of a reservoir. The importance of seismic data to this estimation is emphasized, particularly when the reservoir is completely developed with few wells, a common practice with offshore fields. A case study for a Brazilian offshore basin is presented. The stochastic model used to describe teh reservoir is based on Gaussian Functions applied to seismic amplitude, to reservoir structural top and to reservoir thickness. The model is solved by geostatistics conditional simulation, with turning-bands method<br>Mestrado<br>Mestre em Engenharia de Petróleo
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Pires, Luis Carlos Gomes. "Influencia das heterogeneidades estruturais e estratigraficas na simulação de fluxo : um exemplo de afloramento, Bacia de Taubaté - SP." [s.n.], 1999. http://repositorio.unicamp.br/jspui/handle/REPOSIP/263708.
Full textAbstract:
Orientador: Chang Hung Kiang, Denis Jose Schiozer<br>Dissertação (mestrado) - Universidade Estadual de Campinas, Faculdade de Engenharia Mecanica<br>Made available in DSpace on 2018-07-25T10:59:08Z (GMT). No. of bitstreams: 1
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Previous issue date: 1999<br>Resumo: A compartimentação lateral e vertical de um reservatório geralmente envolve muitas incertezas, principalmente nas fases iniciais de explotação de um campo de petróleo, podendo ter impacto decisivo no plano de desenvolvimento. Nesta fase, os dados de produção, que auxiliam na definição do grau de compartimentação do reservatório, infelizmente, não estão disponíveis. Esta tese mostra de que maneira as heterogeneidades estruturais, estratigráficas e litofaciológicas podem influenciar na irrupção de água, produção acumulada e eficiência de recuperação de hidrocarbonetos quando diferentes modelos geológicos são submetidos ao simulador de fluxo. O arcabouço geológico é construído com base em um afloramento que expõe sedimentos fluviais terciários composto por arenitos, siltitos e folhelhos intensamente compartimentados. São elaborados quatro modelos físicos com diferentes características permoporosas dos planos de falhas e das sete litofácies mapeadas. A manutenção de pressão deste reservatório confinado é feita por poços injetores de água. O conhecimento de todo o domínio simulado tem a vantagem de permitir o acompanhamento da frente de avanço da água de forma contínua, bem como avaliar a distribuição das saturações ao final da explotação. O resultado deste estudo mostra a importância e os efeitos dos modelos físicos no desenvolvimento de um reservatório de petróleo<br>Abstract: The lateral and vertical compartimentalization of a reservoir generaIIy involves many uncertainties that can have decisive impact on the design of development programs, mainly in the initial phase of a petroleum field exploitation. The production data, unfortunately, are not available in the initial phase of exploitation. This work shows how structural, litofacies and stratigrafic heterogeneities can impact on water breakthrough, on accumulated production and on sweep efficiency of hydrocarbon recovery when different geological models are submitted to the fluid flow simulator. The geological framework is built based on outcrop that exposes tertiary fluvial sediments composed of sandstones, siltits and shales highly compartimentalized. Four physical models are elaborated with different permeabilities assigned to the fault surfaces and sedimentary units, using water-driven simulation with producers and injector wells. Considering that the simulation models represent the real geological tfamework, it is possible to monitor the oil displacement patterns, as weIl as to evaluate the distribution of the water saturation at the end of the exploitation. The resuIt of this study exhibit the importance and the effects of the physical models in the development of a petroleum reservoir<br>Mestrado<br>Mestre em Engenharia de Petróleo
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Gustavo, Amaral Wanderley Luis. "Ajuste de Histórico e Gerenciamento Ótimo de Reservatórios de Petróleo: Estudo de Um Caso Real." Universidade Federal de Pernambuco, 2013. https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/11670.
Full textAbstract:
Submitted by Romulus Lima (romulus.lima@ufpe.br) on 2015-03-10T14:47:11Z
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DISSERTAÇÃO Luis Gustavo Amaral Wanderley.pdf: 8496793 bytes, checksum: 00a7f8eabf7af5e9c8d0641aafcdd221 (MD5)
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Previous issue date: 2013-08-30<br>A simulação numérica de reservatórios é ferramenta valiosa de suporte à decisão em projetos de desenvolvimento e gerenciamento da produção de petróleo. Depois de elaborados, os modelos de simulação são submetidos ao ajuste de histórico, etapa onde são validadas as propriedades de rocha e fluido que, de acordo com a formulação matemática, descrevem o fluxo no meio poroso. Os modelos ajustados são utilizados para prever o comportamento do reservatório em diferentes condições de operação, na busca de estratégias de explotação que maximizem a produção e a recuperação de petróleo. O ajuste de histórico pode ser tratado como um problema inverso de minimização da discrepância entre os dados observados e os resultados da simulação, cujas incógnitas são os parâmetros descritivos do reservatório. Neste trabalho, o modelo de simulação de um campo com onze poços e um ano e meio de histórico foi ajustado satisfatoriamente, utilizando técnicas de otimização não baseadas em gradientes,
do CMOST, e de mínimos quadrados não lineares, do DAKOTA. Em campos submetidos a injeção de água, a otimização dos controles dos poços tem grande potencial de aumentar a recuperação de hidrocarboneto, retardando o avanço da frente de água e propiciando melhor eficiência de varrido. A partir da utilização do método híbrido de otimização do CMOST, e mediante definição dos controles de vazão dos poços e do número de ciclos de controle, foi resolvido um problema de maximização que aumentou em 3,5% o VPL do campo.
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Ambrus, Jaime. "Volumes finitos utilizando aproximações de múltiplos pontos aplicados à simulação numérica de reservatórios de petróleo." reponame:Repositório Institucional da UFSC, 2012. http://repositorio.ufsc.br/xmlui/handle/123456789/92397.
Full textAbstract:
Dissertação (mestrado) - Universidade Federal de Santa Catarina, Centro Tecnológico, Programa de Pós-Graduação em Engenharia Mecânica, Florianópolis, 2009.<br>Made available in DSpace on 2012-10-24T08:30:12Z (GMT). No. of bitstreams: 1
273973.pdf: 3174724 bytes, checksum: 9c3f37638ef2bedce147d0e143a528b8 (MD5)<br>Hoje a simulação de reservatórios tem sido empregada freqüentemente na indústria petrolífera como uma ferramenta de análise de campos exploratórios. Este tipo de análise pode ocorrer antes do processo de recuperação, como uma forma de planejamento e predição de produção, ou mesmo durante o processo de exploração, auxiliando no planejamento estratégico de uma empresa. Para que isto seja possível os simuladores têm sido sensivelmente aprimorados ao longo dos anos, possuindo a capacidade de empregar cada vez mais os dados geológicos que representam os reservatórios. Ainda, a forma pela qual as equações empregadas são discretizadas também foi modificada devido à necessidade de maior acurácia nos cálculos. Atualmente métodos de volumes finitos são empregados e diversos tipos de malhas são utilizados. A tendência quanto às malhas utilizadas nas simulações de reservatórios é a substituição das tradicionais malhas corner-point pelas malhas não-estruturadas que podem facilmente se adaptar a falhas e fraturas, assim reproduzindo fielmente a geometria do problema a ser descrito. Neste contexto dois métodos numéricos são explorados neste trabalho, o Método de Aproximação do Fluxo por Múltiplos Pontos (MPFA) e o Método de Volumes Finitos baseado em Elementos (EbFVM). O intuito essencial é obter uma comparação das metodologias, onde um modelo simplificado de escoamento no interior da matriz porosa é utilizado. Para obtenção das equações discretas as equações diferenciais que regem o problema físico são obtidas a partir da integração das mesmas em volumes de controle discretos sem nenhuma correlação direta com os métodos, deixando claro que ambos são métodos de volumes finitos, apesar das diferentes nomenclaturas. As principais diferenças entre os dois métodos são obtidas durante a derivação dos termos de fluxo presentes na equação da pressão. Uma análise dos coeficientes presentes nas equações discretas é empregada para demonstrar a monotonicidade da solução obtida pelos dois métodos. Exemplos de aplicação com reservatórios anisotrópico e heterogêneo demonstram típicas soluções a serem obtidas quando estas metodologias são empregadas.<br>Today reservoir numerical simulation has been frequently used in oil industry as an analysis tool for exploratory fields. This kind of analysis can be employed before of the recovery process as a way of planning and predicting production, or even during the operation, assisting the strategic planning of the company. To make this possible, simulators have been developed over the years, holding the ability to employ the geological data that represents the reservoirs. Even the way in which the discretized equations are obtained also changed because of the need of greater alculations accuracy. Currently finite volume methods are employed and various types of grids are used. The new trend related to grids used in simulations is to replace the traditional corner-point grids by non-structured grids that can easily be matched to faults and fractures, faithfully reproducing the geometry of the problem being described. In this context two numerical methods are explored in this work, the Multipoint Flux approximation Method (MPFA) and the Element based Finite Volume Method (EbFVM). The essential aim is to get a comparison of both methodologies. A simplified flow model is considered inside the porous medium. The discrete equations are obtained through the integration of the differential equations over control volumes. This operation is performed without any specific property of the methods, so it will be clear that both are finite volume methods despite of the different nomenclatures. The main differences between the two methods appear during the derivation of the flow equations. Although, an analysis of the coefficients present in discrete equations is used to demonstrate the solution monotonicity. Application examples for heterogeneous and anisotropic reservoirs are solved and the main findings are pointed out.
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BARBOSA, Lorena Monteiro Cavalcanti. "Formulações multiescala localmente conservativas para a simulação de reservatórios de petróleo muito heterogêneos e anisotrópicos." Universidade Federal de Pernambuco, 2017. https://repositorio.ufpe.br/handle/123456789/25593.
Full textAbstract:
Submitted by Pedro Barros (pedro.silvabarros@ufpe.br) on 2018-08-09T19:52:38Z
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TESE Lorena Monteiro Cavalcanti Barbosa.pdf: 3341810 bytes, checksum: a11f35c60c2f472119efa988b23f0f6f (MD5)<br>Approved for entry into archive by Alice Araujo (alice.caraujo@ufpe.br) on 2018-08-15T22:28:30Z (GMT) No. of bitstreams: 2
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TESE Lorena Monteiro Cavalcanti Barbosa.pdf: 3341810 bytes, checksum: a11f35c60c2f472119efa988b23f0f6f (MD5)<br>Made available in DSpace on 2018-08-15T22:28:30Z (GMT). No. of bitstreams: 2
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Previous issue date: 2017-02-23<br>Os métodos multiescala são capazes de fornecer soluções numéricas acuradas para as equações de fluxos em reservatórios de petróleo altamente heterogêneos, com custos computacionais consideravelmente baixos quando comparados ao custo da simulação diretamente na escala mais fina. Um desafio as metodologias multiescala, em particular ao Método de Volumes Finitos Multiescala (MsFVM), consiste na simulação do escoamento em meios muito anisotrópicos, ou em meios que apresentem regiões com elevados gradientes de permeabilidade (exemplo: meios fraturados e com barreiras), isto acontece devido à necessidade do desacoplamento nas fronteiras dos sub-domínios, ou seja, o uso das condições de contorno reduzidas para calcular os operadore multiescalas. Essas condições de contorno configuram-se no núcleo das metodologias multiescala, pois desacoplam os subproblemas, possibilitando a obtenção de soluções na escala mais fina, porém, por não considerarem os fluxos normais às fronteiras, geram problemas de conservação nestas regiões. No presente trabalho, apresentamos uma variante do método multiescala, denominado Método Iterativo Multiescala Modificado para Volume de Controle (I-MMVCM). O I-MMVCM elimina a necessidade de uso dos volumes fantasmas, melhorando a acurácia dos operadores multiescala, e consequentemente aumenta a eficiência do método. A pressão é calculada em cada volume da malha grossa primal, utilizando as pressões anteriormente calculadas pelo MsFVM como condições de contorno de Dirichlet. Para garantir conservação em todo o domínio utilizamos dois métodos de correção, que visam corrigir o fluxo na malha grossa primal. Adicionalmente, comparamos os resultados obtidos por dois Métodos de Volumes Finitos com Aproximação de Fluxo por Múltiplos Pontos (MPFA), o MPFA-O ou MPFA-TPS (Triangle Pressure Support) e o MPFA-FPS (Full Pressure Support). Para a solução do problema de saturação utilizamos o Método de Ponderação à Montante de Primeira Ordem (First Order Upwind Method - FOUM), método dos volumes finitos de alta ordem (Higher Order Finite Volume –HOFV) e um método de linhas de fluxos (Streamlines). Finalmente, o sistema de equações governantes é resolvido seguindo a estratégia IMPES (Implicit Pressure, Explicit Saturation).<br>The multiscale methods are cable to provide accurate numerical solutions for the flow equations in highly heterogeneous petroleum reservoirs, with considerably lower computational costs when compared to the computational cost of simulating directly on the fine scale. A challenge for multiscale methods, in particular for the Multiscale Finite Volume Method (MSFVM), consist in modeling flow in highly anisotropic oil reservoir, or in medium with high permeability gradients (eg fractured media and barriers), it happens due to necessity of the decoupling at the frontier of the sub-domains, thais is, the use of reduced boundary conditions for calculate the multiscale operator. These boundary conditions are the core of all multiscale methodologies, they uncouple the problem into smaller subproblems, making it possible to obtain solutions on the fine scale, but since they do not consider the flows normal to the boundaries, they break the mass conservation law in these regions. In the present work, we present a variant of the multiscale method called the Iterative Modified Multiscale Control Volume Method (I-MMVCM). The I-MMVCM eliminates the need to use ghost volumes, improving the accuracy of multiscale operators, therefore increasing the efficiency of the method. The pressure is calculated on each volume of the primal coarse mesh, using the pressures previously calculated by the MsFVM as Dirichlet boundary conditions. In order to reimpose conservation in the domain we use two correction methods, which are designed to correct the upscaling flow of the primal coarse mesh. In addition, we compared the results obtained by two Finite Volume Methods with Multi-Point Flow Approximation (MPFA), the MPFA-O or MPFA-TPS (Triangle Pressure Support) and MPFA-FPS (Full Pressure Support). To solve the transport problem we use the First Order Upwind Method (FOUM), high order finite volume method (HOFV) and the method of the streamlines. Finally, the system of governing equations is solved using the Implicit Pressure Explicit Saturation (IMPES) strategy.